Magazine baterias grafeno revista

Nº 160 Septiembre 2016 - Año XVI

Nº 160 Septiembre 2016 - Año XVI

ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO • Especial jornada técnica AETP2016

BIOMASA VS GAS • Bioenergía: empleo e innovación • Gas natural para uso doméstico e industrial

OTRAS RENOVABLES • Geotermia • Energías marinas

REDES ELÉCTRICAS • Smart grids • Contadores inteligentes

ENTREVISTAS • Enrique Alcor (Energía sin Fronteras) • Juan Antonio Zurera (Ascendum Maquinaria)

SUMARIO

NÚMERO 160 – SEP 2016

OTRAS RENOVABLES / GEOTERMIA

EN PORTADA • 5 motivos para elegir una cámara termográfica de Fluke

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ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO

• Geotermia de ciclo abierto para una nave industrial de alta calificación energética en Massalfassar, Valencia

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• Premio a la mejor instalación geotérmica de la Comunidad de Madrid

62

• CryoHub: almacenamiento criogénico de energía en la industria alimentaria

34

• Viviendas unifamiliares pioneras en el uso de la geotermia

63

• El valor real del almacenamiento de energía • Litio-ion, una realidad en el almacenamiento de energía eléctrica

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OTRAS RENOVABLES / ENERGÍAS MARINAS

• Aplicación de Peak Shaving en industria

40

• El almacenamiento de energía, clave para la transición de las islas tropicales a la energía solar

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• Avanza el desarrollo de la segunda generación de baterías RoxZell con tecnología de flujo redox Zn-Br

44

• Comunicación y automatización en equipos de alta tensión

69

• Almacenamiento de energía: una fuente de oportunidades para la industria y el transporte

46

• Retos tecnológicos en el despliegue de contadores inteligentes

72

• Baterías de polímero de grafeno, tecnología revolucionaria al alcance de todos

48

• Cuadros de conmutación en emplazamientos con redes eléctricas inestables

74

• Energías marinas, nueva ola energética

64

• Proyecto Columbus, un impulso europeo a la Economía Azul y las renovables marinas

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REDES ELÉCTRICAS

ENTREVISTAS

BIOMASA VS GAS • Bioenergía en Europa se traduce como empleo e innovación

50

• Enrique Alcor, responsable de Operaciones de Energía sin Fronteras

76

• Ventajas del gas natural para uso doméstico e industrial

52

• Juan Antonio Zurera, director general Ascendum Maquinaria en España

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Otras secciones 6. Agenda / 8. Panorama / 10. Actualidad / 82. Productos / 86. Anuncios clasificados

ANUNCIANTES

bre 2016

Nº 160 Septiem

81 Contraportada 5 39 11 55 Interior portada 27 54 17 7 41 56 a 59 9 23 Portada 49 54 23 19 47 31 55

JOFEMAR LANDIS + GYR LEM INTERNATIONAL R.C. MICRO SAFT BATERÍAS SAUNIER DUVAL SIEMENS SOLAR MÉXICO 2016 TECNALIA TORBEL FORO SOLAR 2016 VAILLANT VAILLANT CLASIFICADOS BORNAY DISTRIBUCIONES BIOKIMA FILTROS CARTÉS GHESA INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA HARGASSNER IBÉRICA HECISA IK4 - TEKNIKER INGETEAM INMESOL INTERNATIONAL BRON METAL KTR KUPPLUNGSTECHNIK GMBH SACLIMA

EN PORTADA

- Año XVI

11 41 13 25 29 3 21 83 15 17 Int. contraportada 53 55

SANTOS MAQUINARIA ELÉCTRICA SAUNIER DUVAL SOLARFOCUS VAILLANT VIRLAB WEIDMÜLLER ZF SERVICES ON-LINE ABB CENER CLIMAVAL 2016 CSP SEVILLA 2016 FOROGEN 2016 GNB INDUSTRIAL POWER GRUPO DESARROLLOS – DEB – ACREL HYDRAREDOX IBERIA IK4 - CIDETEC INGETEAM POWER TECHNOLOGY JOFEMAR KIC INNOENERGY SAFT BATERÍAS SAUNIER DUVAL SURUS INVERSA UNIVERSIDAD CARLOS III

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Nº 160 Septiem

bre 2016

- Año XVI

AETP. JORNADA ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO AROS SOLAR TECHNOLOGY ASCENDUM GROUP CEGASA COMAP CONGRESO COGEN SPAIN GRUPO DESARROLLOS – DEB – ACREL GRUPO DESARROLLOS – DEB – ACREL DISTRIBUCIONES BIOKIMA DUTT EFIFARMA 2017 CSP SEVILLA 2016 CSP SEVILLA 2016 FARMAFORUM 2017 FILTROS CARTÉS FLUKE GRABAT ENERGY HARGASSNER HYDRAREDOX IBERIA IK4 - CIDETEC IK4 - IKERLAN INGETEAM POWER TECHNOLOGY INNERGY HEAVY INDUSTRIES

MIENTO ALMACENAO ENERGÉTIC

a técnica

jornad • Especial AETP2016

BIOMASA VS

GAS

empleo e • Bioenergía: innovación l para uso • Gas natura e industrial doméstico

VABLES

OTRAS RENO

• Geotermia marinas • Energías

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REDES ELÉCT

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ENTREVISTAS

ía sin Alcor (Energ • Enrique Fronteras) io Zurera • Juan Anton Maquinaria) (Ascendum

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AGENDA

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EGÉTICA

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27-30 septiembre Hamburgo, Alemania [email protected] www.windenergyhamburg.com/

5-6 octubre Málaga [email protected] http://greencities.malaga.eu/es/index.html

27-30 septiembre Hamburgo, Alemania [email protected] www.ewea.org/events

11-14 octubre Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos [email protected] www.solarpaces-conference.org/home.html

28-29 septiembre Valencia [email protected] http://egetica.feriavalencia.com

12-14 octubre Palma de Mallorca andreu.moiauib.es http://eurosun2016.org/

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17-20 octubre Santiago de Chile krissy.strangwick@ greenpowerconferences.com http://www.cirecweek.com/

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19-21 octubre Mumbai, India [email protected] www.intersolar.in/en/home.html

20 octubre Madrid [email protected] www.energetica21.com/conferencias/ aetp2016

MATELEC

THE GREEN EXPO

CANWEA

CONGRESO DE ENERGÍA RENOVABLE-ARGENTINA

CSP TODAY SEVILLA

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EAGC (EUROPEAN AUTUMN GAS CONFERENCE)

EUROPEAN UTILITY WEEK

SMART CITY EXPO WORLD CONGRESS

III FORO SOLAR ESPAÑOL

ENERGAIA

POWERGEN INTERNATIONAL

25-28 octubre Madrid [email protected] www.ifema.es/matelec_01/

9-10 noviembre Sevilla [email protected] www.csptoday.com/csp/es-index.php

15-17 noviembre Barcelona [email protected] www.smartcityexpo.com

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Almacenamiento energético: tecnologías y proyectos

19 octubre Valencia [email protected] www.avaesen.es/climaval

26-28 octubre Ciudad de México [email protected] http://thegreenexpo.com.mx/

9-11 noviembre Antofagasta, Chile [email protected] http://www.ift-energy.cl/

29-30 noviembre Madrid [email protected] http://unef.es/foro-solar-espanol/

1-3 noviembre Calgary, Canadá http://windenergyevent.ca/ [email protected]

14-16 noviembre La Haya, Holanda [email protected] www.theeagc.com

6-7 diciembre Montpellier, Francia http://energaia.fr/contact/ www.energaia-expo.com/

9 noviembre Buenos Aires, Argentina [email protected] www.energiarenovableargentina.com/

15-17 noviembre Barcelona [email protected] www.european-utility-week.com/

14-15 diciembre Orlando, Estados Unidos [email protected] www.power-gen.com/index.html

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PANORAMA Renovables por imitación en América Latina L AS LICITACIONES PÚBLICAS PARA ENERGÍAS RENOVAbles en América Latina han tomado una inercia imparable. A Brasil, México, Chile o Perú se suma ahora Argentina, el único gigante latinoamericano que no había puesto en marcha un plan de impulso de las energías limpias hasta el momento. Las importantes reducciones en el precio de la energía que se están alcanzando en aquellos países que apuestan por las renovables han provocado un proceso de imitación que se extiende por todo el continente americano. ¿Cuáles son sus claves? En primer lugar, un sistema de subastas públicas y transparentes, que en muchos casos se pueden seguir en tiempo real. Se trata de licitaciones que, en su mayoría, apuestan por el modelo ‘Pay-as-bid’, es decir, se recibe lo que se oferta, descartando así el sistema marginalista de precios. El precio se fija según la tarifa del kWh ofertado y no mediante el coste de inversión de la planta. De este modo, se evitan sobre retribuciones, movimientos especulatorios y ofertas ‘temerarias’ que ponen en riesgo el cumplimiento de los objetivos. Todo ello lo conocemos bien en nuestro país.

Otras claves para la expansión de este tipo de subastas tienen que ver con la evidente caída de precios de las distintas tecnologías renovables, especialmente la fotovoltaica. La reducción de costes gracias a las economías de escala en la fabricación de equipos, el aumento de la eficiencia de la tecnología, las nuevas técnicas de monitorización o la mejora de los ciclos de vida gracias a materiales innovadores están en la base de esta reducción de costes. El caso más evidente de este fenómeno de imitación en Latinoamérica para el impulso de las renovables se ha producido recientemente entre Chile y Argentina. El primero lleva años fomentando las energías limpias a través de un apoyo decidido del Gobierno, ya sea de un signo o de otro. De hecho, la última licitación de 12,4 GWh realizada, donde la mitad de todo lo subastado fue a parar a instalaciones renovables (eólicas en su mayor parte), marcó un hito histórico al situar el precio más bajo del MWh en tan solo 29,1 dólares. En este caso fue un proyecto fotovoltaico el que marcó esta cantidad sin precedentes en todo el mundo. El precio medio de

toda la subasta fue de 47,5 dólares, una cifra que supone una reducción del 63% sobre el precio de compra de la energía con respecto a la primera gran licitación realizada en 2013. Ante el alentador panorama que se presenta para su vecino en lo que a reducción de costes energéticos se refiere, Argentina aprobó recientemente una nueva legislación ‘prorenovable’ y se fijó el objetivo de alcanzar el 8% de energías limpias en 2017, una cifra que deberá ascender hasta el 20% en 2025. De momento, el primer paso ha sido lanzar el denominado Programa RenovAr y convocar la licitación de 1 GW en energías renovables, en concreto, se adjudicarán 600 MW para eólica, 300 MW en fotovoltaica, 65 MW para biomasa, 20 MW para minihidraúlica y 15 para biogás. La subasta se resolverá en octubre mientras que la firma de los primeros contratos se prevé para noviembre. La expectación por el desarrollo de las renovables no tiene precedentes en el país. Se calcula que las inversiones asociadas a energías verdes podrían alcanzar los 5.000 millones de dólares en los próximos cinco años.

D.L.: M-8085-2001 | ISSN: 1577-7855

Energética XXI es miembro de la Asociación Española de Editoriales de Publicaciones Periódicas, que a su vez es miembro de FIPP, EMMA, CEPYME y CEOE.

Energética XXI es una empresa colaboradora de Energía sin Fronteras.

Editor Eugenio Pérez de Lema. Director Álvaro López. Responsable Editorial Javier Monforte. Coordinación Gisela Bühl. Director Financiero Carlos Fernández. Departamento Internacional Juan José García. Maquetación Contras-t Es una publicación de OMNIMEDIA S.L. C/ Rosa de Lima 1 bis. Edificio Alba, ofic. 104. 28290 Las Matas (Madrid). Tel: +34 902 36 46 99 Fax +34 91 630 85 95 E-mail: [email protected]. Web: www.energetica21.com

CONSEJO ASESOR D. Ángel F. Germán Bueno, Ingeniero Industrial y Profesor de Univ. Zaragoza. D. Ahmed Moussa, Ingeniero Industrial y Presidente de Stratconsult, S.L. D. José Luis García Fierro, Prof. de investigación del Instituto del Catálisis y Petroleoquímica del CESIC. D. Oscar Miguel Crespo, Dr. en Química y Resp. del Dpto. de Energía de IK4-CIDETEC. Carlos Martínez Renedo, Ingeniero Industrial. PADE del IESE, Consultor y Director de Proyectos de Cogeneración y Biomasa. Coordinador del Grupo de Usuarios del motor 18V34SG. D. Francisco Marcos Martín, Dr. Ingeniero de Montes y Profesor de la Universidad Politécnica de Madrid. D. Antonio Soria-Verdugo, Dr Ingeniero Industrial y Profesor en la Universidad Carlos III de Madrid.

Energética XXI es una empresa asociada a Solartys. ENTIDADES COLABORADORAS

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ENERGETICA XXI no se hace responsable de las opiniones emitidas por los autores, colaboradores y anunciantes, cuyos trabajos publicamos, sin que esto implique necesariamente compartir sus opiniones. Queda prohibida la reproducción parcial o total de los originales publicados sin autorización expresa por escrito.

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ACTUALIDAD Pedido para una central hidroeléctrica en Portugal Andritz Hydro ha sido de nuevo contratada por Iberdrola Generación. En esta ocasión para suministrar el equipo electromecánico y la tubería forzada de la nueva central hidroeléctrica de acumulación por bombeo de Gouvães (Portugal). El valor del contrato asciende a unos 140 millones de eurosy comprende el diseño, fabricación, suministro y supervisión del montaje de todos los equipos electromecánicos e hi-

dráulicos (incluyendo turbinas reversibles de bombeo, generadores de motor y sistemas de energía eléctricos), así como el diseño, fabricación, suministro y la completa instalación de una tubería forzada (incluyendo tres bifurcaciones) con un peso total de aproximadamente 12 000 toneladas, un diámetro medio de alrededor de 5 400 mm y una longitud de 2,5 kilometros. Con cuatro turbinas de bombeo con una ca-

pacidad de 220 MW cada una, Gouvães será el corazón de un nuevo esquema de generación y almacenamiento de energía hidroeléctrica, que finalmente constará de tres centrales eléctricas y una producción total de energía cercana a los 1.200 MW. Se construirá en el río Támega, en el norte de Portugal, cerca de la ciudad de Oporto. Gouvães cubrirá las necesidades energéticas de los picos de carga y proporcionará energía

de regulación de respuesta rápida. Junto con la generación de carga base de las otras dos centrales eléctricas de tamaño más pequeño, este esquema será el complemento ideal para la generación de electricidad a partir de energía eólica volátil, la cual ha estado creciendo de manera significativa en los últimos años. Además, el proyecto tendrá un impacto muy positivo en el mercado laboral de la región.

La nueva cara de la central fotovoltaica más antigua de Europa En 1994 se puso en marcha la central fotovoltaica Toledo PV en el municipio toledano de La Puebla de Montalbán. Se trata de la primera central con una potencia de 1 MW en condiciones estándar que se construyó en Europa. Sin embargo, en el último estudio realizado en agosto de 2015, la potencia efectiva se había reducido un 37 %. Ahora Ingeteam ha finalizado con éxito los trabajos de renovación de los módulos fotovoltaicos de la central fotovoltaica, administrada por Gas Natural Fenosa Renovables. Mediante unos trabajos de revamping se ha restituido su potencia a los valores originales. La operación ha tenido una duración de 2 meses y ha consistido en desmontar los antiguos paneles, que se gestionarán como un residuo electrónico, e instalar en su lugar los nuevos paneles fotovoltaicos. Para ello se ha optado por módulos Jinko Smart Module de 260 W. Se trata de módulos de alta eficiencia que cuentan con una nueva tecnología que

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produce un 20% más en condiciones desfavorables de mismatch causado por sombras, suciedad, envejecimiento, gradientes de temperatura, etc. Al tratarse de la primera vez que se realizan estos trabajos en una planta de 1 MW, el éxito de este revamping ha permitido conocer, con magnitudes reales y cuantificables, que la vida útil de una planta fotovoltaica es de unos 22 años. De forma que con la renovación de unos módulos más eficientes es posible alargar la vida de la instalación optimizándola a pleno rendimiento como el primer día. La planta tiene instalada una potencia pico de 1 MW y con este cambio podría producir 1.400 MWh anuales, lo que equivale al consumo de unos 350 hogares en un año. La central está directamente conectada a la red de distribución de Unión Fenosa Distribución a través de una subestación de media tensión de 15 kV. En la zona se utiliza gran parte de la energía para riego agrícola y distribución a hogares de la zona.

Acuerdo para suministrar 2 MW en inversores para autoconsumo EDF Solar y Riello Elettronica, con su división solar Aros Solar Technology, comentan que acaban de cerrar un acuerdo para el suministro de 2MW en inversores, que se destinarán a la ejecución de los proyectos que desarrollará EDF Solar durante el último trimestre de 2016. El aumento del número de

obras, así como el tamaño de las instalaciones de energía solar fotovoltaica para autoconsumo industrial llevadas a cabo por EDF Solar en lo que va de año, y que ya sobrepasa los 5MW instalados, ha disparado la demanda de componentes para la generación de energía solar fotovoltaica.

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ACTUALIDAD

NACIONAL RENOVABLES

Nuevo sistema de bombeo solar en Teruel Después de un montaje de tres días AMB Green Power ha puesto en funcionamiento en la localidad de Hijar (Teruel) un sistema de riego basado en la energía solar. Esta instalación bombea agua procedente de un estanque para utilizarla como riego directo. Este bombeo está diseñado para extraer durante la temporada de riego (de marzo a octubre) 75 metros cúbicos diarios aproximadamente. La instalación cuenta con una Bomba Lorentz PS4000 C-SJ8-15-D de 4000w y con 21 paneles de 250 w (5,25 kW en total).

Las instalaciones de Ikea de Alcorcón apuestan por el autoconsumo La compañía sevillana Bester y Aros Solar Technology han completado la instalación de autoconsumo fotovoltaico en la azotea de la tienda de Ikea ubicada en Alcorcón (Madrid). La planta cuenta con 100 kW nominales e incorpora un total de 384 paneles módulos Jinko, así como un inversor Sirio K 100 IMD, un sistema

de inyección cero de Aros Solar y estructura de la firma Alusín Solar. Además, se ha instalado un sistema de monitorización para que los clientes de la tienda puedan ver en tiempo real la producción solar que se está generando en la puerta principal del establecimiento. “Nuestro objetivo es potenciar las instalaciones

de autoconsumo, a pesar del ‘impuesto al sol’, indica Javier Dóyega, responsable de la Línea de Negocio de Autoconsumo en Bester. “Y sabemos que el número de sistemas de autoconsumo en España se disparará si se modifica el decreto 900/2015 sobre autoconsumo eléctrico, que contamos con que así sea”.

Sólo se instalaron 49 MW fotovoltaicos en 2015 en España A pesar de que la fotovoltaica continúa creciendo en el panorama internacional y reduciendo costes, España sigue destacando como un país que ha dado la espalda la energía solar. La culpa la tienen las barreras económicas (“impuesto al sol” para energía autoconsumida) y administrativas, como destaca el informe anual sobre el mercado fotovoltaico presentado recientemente por UNEF (Unión Española Fotovoltaica). El mercado fotovoltaico español sigue estancado y ha reducido drásticamente su ritmo de instalación, representando una parte aún muy reducida dentro del contexto mundial. En 2015, la potencia fotovoltaica

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instalada en España fue de 49 MW, frente a los 22 MW registrados año anterior, y acumuló una potencia total de 108.299 MW. De esta potencia instalada el pasado año, 13 MW corresponden a instalaciones aisladas, siendo de bombeo la mayor parte. Basten algunos datos para demostrar la pobre aportación española a la fotovoltaica europea: solo la ciudad de Bruselas instaló 51 MW , dos más que España. Lejos, lejísimos quedan los 3.500 MW instalados por el Reino Unido. En consecuencia a la situación de incertidumbre en España, hay que destacar la creciente participación de las empresas españolas a nivel internacional,

en países como México, Reino Unido o Sudáfrica. En el marco internacional, el informe señala el incremento de potencia fotovoltaica instalada durante 2015 con 50 GW nuevos, que representa un aumento del 25% con respecto al año anterior y eleva la potencia total acumulada a los 230 GW. Asimismo, durante el pasado año continuó el desplazamiento del mercado fotovoltaico hacia los países emergentes, sobre todo asiáticos (India, Pakistán, China y Japón). En cuanto al reparto de potencia instalada, Europa representó en 2015 el 16% de la energía fotovoltaica mundial, posicionándose a la cabeza Reino Unido, Alemania y

Francia y destacando la apuesta por la fotovoltaica de países como Turquía y Dinamarca. La cobertura de toda la demanda energética europea fue suplida por fotovoltaica en un 4% y, en el caso concreto de España, la fotovoltaica aportó un 3% a la demanda total del pasado año. Las líneas de evolución de la energía solar fotovoltaica se basan en la reducción de costes y el aumento de la eficiencia. El almacenamiento representa el desafío más relevante, porque asegurará la mayor penetración de la fotovoltaica en todos los países, una tecnología sostenible energéticamente y que garantiza la producción de energía barata. energética

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Estado de NACIONAL RENOVABLES ART y ATO Navantia se encargará de las cimentaciones del parque eólico marino East Anglia One Algo más de 120 millones de euros vale el contrato que Iberdrola ha adjudicado a Navantia y Windar para el parque eólico marino East Anglia One, que desarrolla la compañía eléctrica en la actualidad en aguas inglesas y que, con 714 megavatios (MW) de potencia, se ha convertido en el mayor proyecto español de la historia en el sector de las renovables. El acuerdo establece la construcción del sistema de cimentaciones sobre el que reposarán los futuros aerogeneradores de East Anglia

One. En concreto, Navantia se encargará, en los astilleros de Fene (A Coruña), de realizar 34 cimentaciones tipo jacket de última generación y Windar, en sus instalaciones de Avilés, construirá sus respectivos pilotes. El contrato adjudicado es uno de los que Iberdrola está licitando para hacer las cimentaciones de este parque eólico marino y ha sido fruto de un competido concurso internacional en el que, junto a Navantia, han participado empresas líderes en el sector.

AS Solar inicia la distribución de las baterías Tesvolt en la Península Ibérica AS Solar, firma experimentada en la distribución de marcas conocidas del sector solar fotovoltaico anuncia que ha comenzado a realizar la distribución en España y Portugal de las baterías Tesvolt. La compañía desarrolla y produce sistemas de almacenamiento de baterías flexibles de ión-litio para altas capacidades y se encuentra entre las compañías certificadas por SMA con soluciones de almacenamiento tanto para autoconsumo como para sistemas aislados en instalaciones monofásicas y trifásicas, para los ya

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conocidos equipos SMA Sunny Island. Entre sus principales ventajas aparece como el único fabricante de baterías de iónlitio con un portfolio muy amplio y flexible, que va desde los 10 kWh hasta el MWh en almacenamiento certificado con los inversores cargadores SMA, destacando el BMS (Battery Managment System) propio de Tesvolt para el control de las baterías y la propia monitorización del sistema integrada en el Sunny Portal de SMA. La app de Testvolt permite incluso monitorizar cada una de las celdas.

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ACTUALIDAD

NACIONAL RENOVABLES

Comienza el UNEF reclama al Gobierno subastas energéticas como desmantelamiento del parque eólico de Malpica las de América Latina La patronal fotovoltaica reclama que la subasta de 3.000 MW que previsiblemente se celebrará en otoño abandone el actual sistema marginalista para adjudicar los nuevos proyectos “por lo que realmente se va a pagar”. El modelo propuesto es similar al de las últimas subastas de Chile, México o Brasil. En el marco de la presentación de su informe anual del sector fotovoltaico, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha mostrado una comparativa de las subastas energéticas internacionales llevadas a cabo este año, definiendo además su posición respecto a la próxima subasta prevista para otoño en España. En cuanto a este último punto, UNEF defiende, por una parte, que el criterio de la fijación del precio sea en función del precio por kWh ofertado, para evitar sobre retribuciones, y que se asegure la certeza en la realización de las plantas, para lo que se deben fijar avales, procesos precalificatorios y penalizaciones que eliminen posibles elementos especulativos, pero no impliquen una disminución del grado de competencia. Ade-

más, las cantidades a subastar deberían ser fijadas en función de la energía producida, en lugar de atender a la potencia instalada, para una mayor certidumbre en la consecución de los objetivos establecidos por la Comisión Europea. Se estima que para alcanzar estos objetivos sería necesaria la realización de, al menos, una subasta anual de 3 TWh. Con este respecto, la visibilidad a largo plazo de un programa de subastas es esencial para generar industria local y empleo estable. Según Jorge Barredo, presidente de UNEF, “España no va a cumplir con los objetivos europeos de 2020, si no se toman medidas claras y urgentes de fomento al desarrollo de la fotovoltaica y de todas las energías renovables”. Las recientes experiencias internacionales de las subastas llevadas a cabo en México y Chile, en las que se ha llegado a obtener precios mínimos de 2,31 centavos de $/kWh y de 3,5 centavos de $/kWh respectivamente, han puesto de manifiesto la creciente competitividad del sector fotovoltaico frente a las energías tradicionales.

La empresa Surus Inversa ha iniciado los trabajos para desmantelar el parque eólico de Malpica, ubicado en la localidad coruñesa de Malpica de Bergantiños. Estos trabajos suponen el arranque de uno de los primeros proyectos de repotenciación de un parque eólico en España. La planta que cuenta con 69 aerogeneradores y es propiedad de la sociedad Parque Eólico de Malpica, SA (PEMALSA), se montó en el año 1997 en la Costa da Morte. Ahora los aerogeneradores serán sustituidos por 7 modelos más modernos que mantendrán la potencia actual del parque. Surus Inversa pondrá posteriormente las máquinas a la venta a través de Escrapalia, su portal online de subastas. Además de los aerogeneradores se desmantelarán y subastarán las torres de medición, de distinta altura que los nuevos aerogeneradores, y los centros de transformación. Todo este proyecto supone la recuperación paisajística de la zona, con

menos impacto visual y sonoro por reducirse tanto el número de aerogeneradores así como por la implantación de unas máquinas más modernas y silenciosas que las anteriores. Además, Surus Inversa se responsabiliza de la gestión de los residuos que se generan en la fase de desmontaje. El buen estado de todos los equipos de este parque les permite tener una segunda vida y seguir dando el servicio para el que fueron fabricados, además de poder reaprovechar como repuestos sus componentes y equipos desmontados. Surus Inversa ya está localizando en qué mercados podrían tener mejor venta los aerogeneradores y el resto de activos, sin descartar los internacionales. Existen plantas eólicas en países como India o Cuba

Viesgo presenta su nueva solución global de autoconsumo de energía solar Recientemente Viesgo ha celebrado una reunión en la que participaron los profesionales más relevantes del sector solar para autoconsumo en España. Durante el encuentro Javier Anzola,

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director general de Negocios Liberalizados de Viesgo, y Alberto Cortés, CEO de Ezzing, explicaron la alianza entre Viesgo y Ezzing, firmada antes de verano y que sirvió de punto de partida

para el proyecto Viesgo Solar, una potente herramienta para la gestión integral del proceso de venta, instalación y puesta en marcha de instalaciones solares. Viesgo Solar ofrece una solución

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ACTUALIDAD

NACIONAL RENOVABLES

STI Norland ya forma parte del Consorcio de Promoción de la Industria Española de Energías Renovables STI Norland, ingeniería, fabricante y suministrador de estructuras fijas y seguidores solares, entra a formar parte de la Junta Directiva del Consorcio de Promoción de la Industria Española de Energías Renovables. Esta institución tiene como finalidad promocionar la marca España en este sector a nivel internacional. Esta asociación formada por 18 importantes compañías del mundo de las Energías Renovables, ha prestado apoyo técnico a diferentes autoridades de África y Oriente Medio e incluso ha realizado visitas a las instalaciones de referencia construidas por empresas españolas.

EDF Solar instala 1,2MW de fotovoltaica en Galicia en julio EDF Solar ha instalado 1,2MW de energía solar fotovoltaica en Galicia durante el mes de julio, como informa la empresa. En un total de 10 obras repartidas por toda la geografía gallega, la compañía ha realizado instalaciones de diferentes potencias. Los clientes que

han optado por la instalación de energía solar para autoconsumo en el mes de julio son avícolas, aserraderos, frigoríficos, fábricas de muebles, gasolineras, etc. Por otro lado, EDF Solar ha comenzado el desarrollo de su tercer proyecto de energía solar fotovoltaica

para autoconsumo de 400kW en Galicia. En este caso en una empresa de la provincia de Pontevedra. Este proyecto implica la instalación de 1.200 módulos solares fotovoltaicos de 300wp de nueva generación en una empresa referente de su sector en Galicia.

Iberdrola, Gaiker y Tecnalia impulsan el proyecto BRIO para investigar el reciclaje de las palas de aerogeneradores Dar una respuesta sostenible al problema de los residuos provenientes de las palas de los aerogeneradores instaladas en los parques eólicos es la meta del proyecto BRIO en el cual colaboran Iberdrola, junto a los Centros Tecnológicos GaikerIK4 y Tecnalia. Hace poco se ha realizado en las instalaciones del centro tecnológico GaikerIK4, en Zamudio (Bizkaia) una demostración de la fase final

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de BRIO. El proyecto está enfocado al reciclaje de estas estructuras de gran envergadura y la recuperación de los materiales que las componen, para su posterior aprovechamiento como materias primas secundarias en otros productos. Iberdrola lidera este proyecto, en el que tiene como socios a los dos centros tecnológicos vascos de gran prestigio. Durante la demostración, realizada a escala

piloto, los asistentes han podido presenciar un proceso de reciclaje mecánico que ha consistido en la separación automática por medios ópticos de materiales procedentes de las palas y su posterior trituración para la obtención de fracciones recuperadas de fibras largas y mezclas de fibras cortas y materiales poliméricos con posibilidad de aprovechamiento en otros sectores. La fibra larga

recuperada será reutilizada como refuerzo en prefabricados de hormigón, mientras que el material restante de la pala, con propiedades aislantes, será utilizado en núcleos de paneles multicapa para la construcción. BRIO cuenta con más de un millón de euros de presupuesto y está cofinanciado por la Comisión Europea, a través del programa europeo LIFE+ (contrato LIFE13 ENV/ES/000562). energética

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Contrato de suministro de los equipos de combustión para la planta termosolar de Ashalim en Israel E&M Combustión se ha adjudicado el suministro de los equipos de combustión para la nueva planta termosolar de Ashalim, en Israel, con una potencia de 121 MW, que entrará en operación en 2017, y que supondrá una inversión de 1.000 millones de dólares. La central, denominada Ashalim Solar Thermal Power Station, estará localizada en el desierto de Neguev y proveerá con energía más limpia a cerca de 1,2 millones de hogares. Se trata de uno de los mayores proyectos mun-

diales de este tipo y se convertirá en la primera planta termosolar o Concentrate Solar Power (CSP) desarrollada en Israel por GE y su socio tecnológico BrightSource Energy. La planta termosolar contará con 5 calderas de 25 MW térmicos fabricadas por la empresa valenciana Sugimat. E&M Combustión se encargará de suministrar tres quemadores industriales modelo JBD-40.000-G, que funcionarán con gas natural, y dos quemadores modelos JBD-40.000-GLO, que opera-

rán con gasóleo y gas natural. Los cinco quemadores funcionarán con aire precalentado a 200ºC y con un sistema de recirculación de gases (F.G.R.) para conseguir reducir las emisiones de NOx por debajo de 100 mg/Nm3 en la combustión del gas natural. El proyecto será construido y operado por Megalim Solar Power, una compañía de nueva creación integrada por GE, BrightSource y NOY – Infraestructure and Energy Investment Fund. La energía de la planta se venderá a la

corporación gubernamental Israel Electricity Corporation. Abengoa y la compañía israelí Shikun & Binui cerraron en julio de 2015 la financiación del proyecto solar de la central de Ashalim con Overseas Private Investment Corporation y el Banco Europeo de Inversión, así como las entidades bancarias locales, como Bank Leumi y Bank Hapoalim. La pasada primavera Abengoa llegó a un acuerdo para traspasar su participación del 50% en la central al fondo israelí Noy y al grupo español TSK.

Bester participó en un proyecto fotovoltaica de 20 MW en Italia MWp ocupa una superficie de 29 hectáreas y está operando en modalidad de concesión por la empresa Celano Green Energy SPA, una sociedad del fondo de inversión Quercus Assets Selection. El proyecto se ha eje-

Bester expresa su satisfacción por haber formado parte de un nuevo proyecto fotovoltaico en la Municipalidad de Celano, una localidad de la provincia de L’Aquila, en la región de Abruzos (Italia). La planta de 20

cutado en 10 meses, y ha contado con la colaboración de 13 empresas locales. Al año produce aproximadamente 30.600 MWh de electricidad. Un total de 9.300 hogares italianos se benefician de esta instalación.

Nuevo contrato eólico a largo plazo en Reino Unido Siemens acaba de firmar una extensión del contrato a largo plazo para el servicio y mantenimiento del parque eólico de Clyde, de 350 megavatios (MW), en Escocia. Bajo los términos del acuerdo, Siemens proveerá servicios de mantenimiento a largo plazo por otros 15 años mediante su contrato SWPS-300W. El SWPS-300W es el paquete más comple-

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to de servicios de energía eólica terrestre de Siemens, e incluye una garantía de disponibilidad y garantía extendida sobre los principales componentes durante todo el periodo. Con su sofisticado monitoreo, gestión y herramientas de análisis de datos, los servicios Siemens Remote Diagnostics, que forman parte de la cartera de Siemens Digital Services,

apoyan la planificación del mantenimiento predictivo mediante la identificación de problemas potenciales antes de que repercutan en las operaciones. El cliente es el parque eólico de Clyde (Escocia), LTD, propiedad de SSE, Greencoat UK Wind and GLIL. Este es el sexto contrato de servicio que Siemens ha firmado con el accionista mayoritario SSE desde julio

de 2015. El parque eólico de Clyde se compone de 152 turbinas eólicas SWT-2.3-93 y es capaz de suministrar energía a un promedio de 300.000 hogares en el Reino Unido. Siemens se ha ocupado del mantenimiento del proyecto desde el inicio de la operación comercial en 2011 y está situado cerca de Crawford en el sur de Lanarkshire, Escocia.

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Krannich Solar aumenta su presencia en México Krannich Solar demuestra su interés por el mercado solar mexicano ampliando las actividades en el país norteamericano. La firma acaba de nombrar a Christof Kling como gerente de su filial en México, un mercado solar que según estimaciones de expertos, en 2016 podría alcanzar una capacidad de aproximadamente 645 MW y en el 2017 incluso alcanzar 1,5 GW. Con la oficina de ventas de Krannich Solar directamente en la capital

mexicana, la compañía alemana pretende hacer frente a un portfolio de clientes cada vez mayor. Cristof Kling, original de Alemania, es ingeniero y vive y trabaja en Ciudad de México desde hace más de tres años. Conocedor de ambas culturas, consideran que es la persona adecuada para dirigir el equipo, que ofrece el apoyo técnico in situ. Para ello cuentan con el apoyo del departamento de servicio técnico de la central en Alemania.

Nordex suministra sus aerogeneradores para un proyecto en Irlanda El parque eólico Slievecallan East, situado en el Condado de Clare, en la costa oeste de Irlanda contará con 11 unidades del aerogenerador N90/2500. Nordex suministra estos modelos a Brookfield Renewables en Irlanda. Está previsto que el parque se ponga en marcha a finales del próximo

año y tendrá una potencia nominal de 27,5 MW. Nordex proporcionará los aerogeneradores para vientos fuertes con torres de acero tubular de 80 metros y también se encargará de los trabajos de cimentación. El pedido incluye un contrato de servicio completo premium de 15 años.

Inauguran el complejo eólico Ventika en México El presidente de ACCIONA, José Manuel Entrecanales, asistió en Nuevo León, México, al acto de inauguración del complejo eólico Ventika, que con sus 252 MW de potencia es el mayor construido por Acciona Energía para clientes. El evento contó con la presencia del presidente de México, Enrique Peña Nieto. El proyecto Ventika ha sido realizado por la compañía española a través de un contrato EPC para un consorcio empresarial integrado por Blackstone Energy Partners, Fisterra Energy, CEMEX e inversores privados, que ha acordado

recientemente vender el activo a la compañía mexicana IEnova, del grupo estadounidense Sempra. Con una producción media estimada de unos 1.000 GWh anuales, el complejo Ventika, situado en término de General Bravo, permitirá cubrir la demanda eléctrica de más de 630.000 hogares. Acciona Energía ha llevado a cabo la ingeniería, construcción y suministro de aerogeneradores del complejo, y se ocupará de la operación y mantenimiento de la instalación durante un período de 20 años. La actividad de construcción llevada a cabo por

la compañía en un plazo inferior al estipulado con el cliente, ha merecido la concesión de dos Premios Obras CEMEX por su carácter innovador y excelencia constructiva. El proyecto Ventika está dotado de 84 aerogeneradores AW116/3000, de tecnología Nordex / ACCIONA Windpower. Con una potencia nominal de 3 MW, cada turbina cuenta con un rotor de 116 metros de diámetro asentado sobre torre de hormigón de 120 metros de altura de buje. La utilización de torres de hormigón por vez primera en el sector eólico mexicano ha su-

La española Cox Energy se adjudica 250 MW de potencia en solar y eólica en Chile La compañía española COX ENERGY ha hecho público que ha obtenido en solitario 250 MW de potencia en la mayor licitación de energía eléctrica de Chile, lo que supondrá una capacidad de generación de 264GW/h anuales. La empresa presentó una oferta en energía

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solar fotovoltaica y eólica para el bloque de generación 24h, de la que ahora ha sido adjudicataria. La inversión estimada para el conjunto de proyectos que integrarán la adjudicación ganada, y que deberán entrar en operación en 2022, superará los 300 millones de

dólares. Abierta a todo tipo de tecnologías de generación, en la licitación se ha adjudicado el 30% del consumo previsto entre los años 2021 y 2040, unos 12.430 GWh anuales. En total se presentaron 84 empresas y/o consorcios a la mencionada licitación (681 ofertas), tanto

puesto un rasgo diferencial del proyecto. El ensamblaje de las 1.848 dovelas necesarias para formar las torres de los aerogeneradores se ha realizado en una planta situada cerca de Monterrey. En las obras se han tendido más de 388 kilómetros de cable subterráneo para evacuar la energía generada, y se han acondicionado 54 kilómetros de caminos para facilitar el acceso a los aerogeneradores. Durante la construcción del complejo eólico se empleó a una media de 420 personas, con puntas de hasta 850 en fases de máxima actividad.

chilenas como internacionales, entre estas últimas las procedentes de grandes empresas españolas, francesas, británicas, australianas. La subasta alcanzó un precio promedio de 47,59 dólares / MWh y la energía ofertada fue nueve veces mayor a la demandada. El precio ofertado por Cox Energy, 52,72 dólares MW/ h superó al precio promedio de la licitación energética

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El Hard Rock necesita energía. Y una red que no sufra interrupciones. Eso es Ingenio para la vida. ¿Experimentar un momento grandioso sin electricidad? Eso es impensable. Pero los recursos naturales de energía no se ajustan siempre a la demanda de cada momento. El software de Siemens conecta a pequeños productores de electricidad para equilibrar la red, incluso cuando las fuentes tienen subidas y bajadas. Esto ayuda a prevenir cortes mientras se incrementa la rentabilidad de estos pequeños productores eléctricos. Además, hace real lo que verdaderamente importa, como conseguir un concierto de rock sin interrupciones. Y eso es Ingenio para la vida.

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Grenergy cierra la financiación de dos plantas fotovoltaicas en Chile Grenergy ha cerrado la financiación de dos plantas PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida), proyectos de energía fotovoltaica con un tamaño de entre 3 y 9 MWs, en Chile, por un importe de 19,2 millones de dólares (17,1 millones de euros). Se trata de la primera vez que el sector bancario chileno respalda un proyecto de energías renovables en la modalidad de Precio Estabilizado, y en este caso han sido las entidades Security y Consorcio las que han dado el paso adelante. Con esta financiación, en la modalidad de Project Finance, la compañía concluirá los proyectos de la Esperanza y Marchigüe, dos plantas solares con capacidad de 18 MW nominales en total (en una superficie equivalente a más de 65 campos de fútbol) que se encuentran en proceso de construcción y que posteriormente se conectarán a la red de distribución de Chile. Este proyecto tiene un carácter estratégico para el grupo, pues además de ser el de mayor envergadura firmado hasta la fecha, es uno de los principales motores de su plan de negocio 2016/2017, periodo en el que prevé construir 85 MWs en Chile.

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Schaeffler recibe el galardón ‘Best Support to Profitable Growth’ El fabricante de rodamientos Schaeffler está orgulloso de haber sido galardonado por su rendimiento extraordinario como proveedor de Vestas. El galardón ‘Mejor soporte para el crecimiento rentable’ (“Best Support to Profitable Growth”) es uno de los tres premios a proveedores que otorga cada

año la firma danesa de aerogeneradores a sus proveedores. Schaeffler ha sido reconocida como la empresa que proporciona el mejor soporte para conseguir un crecimiento rentable.Principalmente, Schaeffler suministra a Vestas rodamientos oscilantes de rodillos especiales que se utilizan como

apoyos del eje de rotor en los aerogeneradores de 2 y 3 megavatios. Como uno de los fabricantes líderes de rodamientos en todo el mundo y partner de desarrollo de la industria de energía eólica, Schaeffler desarrolla rodamientos para aerogeneradores desde hace más de 30 años.

Solarpack fija un nuevo récord mundial de precio en energías renovables Solarpack ha sido adjudicada en la Licitación de Suministro 2015/01 para suministrar 280GWh anualmente, a partir de 2021, a los consumidores regulados de Chile. Esta Licitación de Suministro ha sido promovida por la CNE y por el conjunto de distribuidoras eléctricas de Chile. Para alcanzar esa producción, Solar-

pack, a través de su filial Maria Elena Solar S.A., construirá el parque solar fotovoltaico Granja Solar de 120MWp que está proyectado para entrar en operación comercial en 2019. El futuro parque solar Granja Solar abastecerá de energía limpia a los consumidores regulados de Chile, que se beneficiarán del mejor

precio de venta ofertado entre los licitantes, de 29,1 US$/ MWh, El precio adjudicado de 29,1 US$/MWh supone un nuevo record, al ser menor precio adjudicado en la historia a una planta solar, a nivel mundial. El anterior récord estaba establecido en 29,9 US$/MWh, adjudicado a una planta solar en Dubai.

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Meteocontrol monitoriza un parque solar en Japón La empresa Meteocontrol consolida su presencia en el creciente mercado fotovoltaico nipón con un ambicioso proyecto. Ahora la firma lleva a cabo el sistema de monitorización a medida como solución llave en mano para el proyecto de un parque solar de 18 MWp de potencia planificado por la empresa Advantec Co. Ltd. El sistema incluye la gestión de proyecto, el diseño de monitorización y la puesta en servicio. El parque solar se va a construir en Kirishima, en el extremo norte de la bahía de Kagoshima, al sur del país. Diez estaciones de monitorización con los data loggers blue’Log

X-6000 y 300, así como cajas de monitorización de strings con interfaces a inversores y sensores garantizan la máxima calidad y fiabilidad en el registro de datos, monitorización y control. La empresa Meteocontrol colabora con Advantec ya en la fase de planificación y lleva a cabo con exactitud el sistema de monitorización de acuerdo con las especificaciones y el diseño de la instalación. Esta solución de monitorización posibilita a Advantec la gestión técnica profesional en la plataforma de monitorización remota Centro de Control Virtual (VCOM) de Meteocontrol.

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Nordex instala la turbina más alta del mundo Desde hace poco la localidad alemana de Hausbay, en el estado federado de RenaniaPalatinado, cuenta con el aerogenerador más alto del

mundo. El modelo ha sido instalado por Nordex, fabricante alemán de aerogeneradores que se ha fusionado con Acciona Windpower. Con una

altura hasta el buje –el eje de las aspas– de 164 metros y una longitud de rotor de 65,5 metros, la turbina N131/3300 alcanza una longitud de casi

230 metros. En concreto, esta turbina ha sido desarrollado por Kreuzberger & Spengler Regenerative Energie de Dunningen-Seedorf.

26,5 MW de estructuras fijas para una nueva instalación fotovoltaica en Uruguay Acostumbrada a realizar proyectos en cualquier parte del mundo, la firma española Grupo Clavijo ha realizado en cinco meses, la instalación de 26,5 MW de estructuras fijas para el parque solar fotovoltaico “Alto Cielo”, ubicado en Tomás Gomensoro (departamento de Artigas, Uruguay), propiedad de TerraForm Global, Inc. Las estructuras utilizadas, instaladas con una inclinación de 25˚ se caracterizan por su robustez y fiabilidad, estando diseñadas para adaptarse perfectamente al terreno con un montaje sencillo y rápido.

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Fronius abre una nueva oficina en San Francisco Ya en 2004 Fronius se introdujo en el mercado solar de Estados Unidos. Ahora la firma aumenta su presencia en el país americano debido al creciente mercado fotovoltaico estadounidense y abre una oficina en el Área de la Bahía de San Francisco. En esta sede

de Fronius recién inaugurada se ubicarán las áreas de Gestión de producto, I+D y Ventas. Por otra parte, Fronius EE. UU también está creciendo en personal para el equipo de soporte técnico y acaba de lanzar la Fronius SOS, una herramienta de soporte on-

line 24/7 para garantizar un servicio y un apoyo de primera calidad. Asimismo, Fronius está ampliando su equipo de asesores técnicos de ventas e ingenieros con el objetivo de ofrecer soporte personalizado a los instaladores fotovoltaicos a nivel regional. energética

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EFICIENCIA ENERGÉTICA

El 61% del sector hotelero español puede ahorrar energía con nuevas medidas de eficiencia En España el sector turístico aportó en 2015 medio punto al crecimiento del PIB español, hasta registrar los 124.000 millones de euros, según datos publicados por Exeltur. El estudio realizado por este organismo desvela que el PIB turístico registró un avance del 3,7% alcanzando los niveles máximos registrados en los últimos 15 años, creando uno de cada siete puestos de trabajo en España en 2015. Pero a pesar de estos datos, por quinto año consecutivo el número de hoteles en España disminuye. Según datos de The Ostelea School of Tourism&Hospitality, en 2015 los establecimientos hoteleros en España se redujeron en un 1,2%. Si tenemos en cuenta que este sector da trabajo al 0,8% del total de trabajadores de España,

ocupando a 190.000 personas en 2015, ser competitivos en este sector se convierte en un elemento fundamental. Para ganar la batalla de la competitividad, cada vez más el sector hotelero apuesta por la eficiencia energética, no solo para ahorrar en costes, sino también para diferenciarse del resto de competidores. Según un informe de la Plataforma tecnológica española de eficiencia energética, si el sector turístico español apostara por la implantación de planes de eficiencia energética se podría ahorrar 210 millones de euros al año evitando la emisión de 850.000 toneladas de CO2 al año. Endesa ha llevado a cabo un estudio sobre el comportamiento energético de las empresas en el último año, y en el sector hotelero

ha descubierto que en el 75% de los casos se registran consumos fantasmas, por lo que si aplicaran medidas de eficiencia energética podrían ahorrar en un 17%, más de 2.000 euros al año. En líneas generales, sólo el 21% de los hoteles españoles han puesto en marcha medidas de eficiencia, mientras que según los datos a disposición de Endesa, el 61% de los hoteles españoles tienen un potencial de ahorro en su consumo de hasta un 20%. Una de las primeras medidas de eficiencia energética que un establecimiento hotelero tiene al alcance de la mano es revisar la contratación energética. Según el estudio de Endesa el 59% de los establecimientos hoteleros podría mejorar su contratación energética con el con-

siguiente ahorro que esto supone. En este sentido, sólo con el ajuste de potencia, un 10% de los establecimientos hoteleros españoles podrían ahorrar más de 2.000 euros al año. Otra de las medidas de eficiencia para un establecimiento hotelero pasa por la sustitución de iluminación por LED, cambio que permite registrar una reducción considerable del consumo energético al mismo tiempo que se implantan medidas preventivas como los sensores de presencia, para evitar tener iluminadas todas las áreas. Pero en este sector no solo juega un papel relevante las medidas adoptadas por el establecimiento, sino que el comportamiento energético de los usuarios tiene también impacto en el consumo energético.

Dudas sobre los criterios que seguirán las primeras auditorías energéticas obligatorias en grandes empresas La Asociación de Empresas de Eficiencia Energética (A3e) expresa desde hace algún tiempo las preocupaciones que están surgiendo entre las empresas con respecto al Real Decreto 56/2016. El 14 de noviembre de 2016 finaliza el plazo fijado por dicho decreto para que las grandes empresas españolas

realicen sus primeras auditorías energéticas obligatorias, y las comunidades autónomas deberán comenzar a aplicar los mecanismos de inspección y control para garantizar el cumplimiento de la normativa. Sin embargo, ninguna administración autonómica ha hecho público, al menos por escrito, los criterios que van

a seguir para evaluar la conformidad de las auditorías y/o los sistemas de inspección y control que van a poner en marcha. A pesar de diversos anuncios por parte de algunos responsables autonómicos de publicar un documento para aclarar dudas, hasta ahora no se ha movido ficha. Un estudio de A3e pu-

blicado a finales de ha llegado a la conclusión que la mitad de las grandes empresas españolas todavía no había iniciado el proceso de contratación de la auditoría energética (o Sistemas de Gestión Energética), y el 28% de los trabajos presupuestadas no cumplían con el alcance mínimo exigido por el Real Decreto.

Analizan el Real Decreto 56/2016 de eficiencia energética en la feria de Greencities Durante la séptima edición de Greencities, Foro de Inteligencia y Sostenibilidad Urbana, en Málaga los próximos días 5 y 6 de octubre destaca la Jornada Técnica sobre Eficiencia Energética (RD 56/2016) y Clasificación Certificada de ANESE. La ruta EE+ESEs ‘Hacia la Clasificación’, organizada por la Asociación Na-

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cional de Empresas de Servicios Energéticos (ANESE), llegará a Málaga y analizará, entre otros aspectos, la eficiencia energética, el Real Decreto 56/2016, el modelo ESE y casos de éxito, y la clasificación certificada de ANESE así como su importancia, requisitos y ventajas. También se llevará a cabo una mesa redon-

da titulada ‘El modelo ESE como clave para alcanzar los objetivos de la Directiva Europea de Eficiencia Energética’. Además de la eficiencia energética, otra de las temáticas destacadas de la feria será la del turismo inteligente. En este sentido se realizará la primera Jornada Técnica sobre Tecnologías y Servicios para el

Turismo Inteligente, prevista para el 6 de octubre y coorganizada por ECG Eventos. Por otra parte, la compañía Logitek, silver partner de Foro Greencities en la presente edición, organizará el 6 de octubre un Meet&Talk Day bajo el siguiente título: ‘Soluciones tecnológicas para infraestructuras inteligentes de ciudad”. energética

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CONVENCIONALES

Contrato para la ejecución del Balance de Planta del Reactor Carem 25 en Argentina La filial de Oil&Gas de Grupo Isolux Corsán, TECNA, ha firmado contrato con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) de Argentina para la ejecución “Llave en Mano” del diseño, ingeniería, fabricación, suministro, transporte, construcción, montaje, puesta en marcha y ensayos hasta la habilitación comercial, de todas las instalaciones, equipos y sistemas que conforman el Balance de Planta del Reactor CAREM 25. Esta ejecución está dentro del proyecto CAREM25 consistente en la construcción de una central nuclear prototipo con generación de aproximadamente 33 MWe. El reactor, cuyo diseño básico ha sido desarrollado por CNEA, se construye en la cercanía de las plantas de generación nuclear Atucha I y II, próximo a la ciudad de Lima, Provincia de Buenos Aires en la República Argentina. Argentina ha anunciado su intención de construir dos nuevas centrales nucleares, con una inversión estimada superior a los 13.000 Millones USD. El primer proyecto, comenzará previsiblemente en 2017 y el segundo en 2019.

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11 grupos electrógenos HIMOINSA suministran energía de emergencia en Panamá HIMOINSA a través de su distribuidor RIGSA, ha suministrado a Gas Natural Fenosa Servicios en Panamá seis modelos de grupos electrógenos HMW510 T6 y otros cinco HFW-340 T6 para garantizar el suministro de energía en caso de incidencias en la red de distribución. Los once grupos incorporan una central DSE 8610 y

se han configurado para trabajar en paralelo si fuera necesario y suministrar hasta 5MW de potencia. Además, para atender las necesidades del mercado energético panameño, los grupos permiten su reconfiguración en diferentes voltajes para poder funcionar con distintas tensiones en función de su ubicación y de la deman-

da. En muchos casos, estos grupos electrógenos operarán en áreas urbanas, próximas a zonas residenciales, por lo que se han valorado muy positivamente los altos niveles de insonorización. La carrocería de los equipos está recubierta interiormente con lana de roca volcánica, de clase M0 con una densidad de 145kg/m3.

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IK4-TEKNIKER participó en el desarrollo de la primera microrred eléctrica inteligente de Guipúzcoa

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IK4-TEKNIKER ha participado en el desarrollo de la denominada i-SareMicrogrid Gipuzkoa, una iniciativa piloto para experimentar en el ámbito de las microrredes. Se trata de la primera microrred eléctrica inteligente (Smart Grid) de Guipúzcoa con 400kW de potencia que servirá como banco de ensayo para desarrollar y experimentar la

eficacia y viabilidad de diferentes tecnologías de generación, almacenamiento eléctrico y su

control en este tipo de redes. El Centro Tecnológico ha aportado e integrado tecnologías de almacenamiento de energía basadas en tecnologías de volantes de inercia con sustentación magnética, sin descartar la posibilidad de incorporar otro tipo de tecnología de almacenamiento como las baterías de flujo redox. energética

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Energyst amplica contrato para suministrar electricidad fiable a Gibraltar Hace poco, Energyst ha ampliado su contrato con el servicio público de electricidad Global Monitoring for Environment and Security (GMES) para suministrar electricidad a Gibraltar, que quiere ser autosuficiente en cuanto a su producción y distribución eléctrica. La red eléctrica gibraltareña es pequeña y no está conectada a

la red eléctrica española. Esto supone un reto diario a la hora de mantener una fuente de energía fiable. Anteriormente, Gibraltar sufrió varios fallos eléctricos significativos. Estos fallos eléctricos tienen graves consecuencias que afectan a la vida diaria de los habitantes de Gibraltar y a sus negocios. Aunque se está construyendo

una nueva planta de generación para suministrar de forma

definitiva la energía necesaria para satisfacer las necesidades energéticas tanto de las empresas como de los hogares de Gibraltar, la Autoridad de Electricidad de Gibraltar (Gibelec) ha confiado en Energyst para ofrecer una solución mediante generadores de alimentación temporales con las máximas garantías.

Primer pedido de turbinas de gas SGT-800 en China Siemens anuncia que ha recibido su primer pedido de China para la entrega de cuatro turbinas de gas SGT-800 con sus correspondientes generadores.

Las turbinas se instalarán en los proyectos de energía descentralizada de Shanxi Guoxin Baode y Xiyang en China central. Las dos plantas de ciclo combinado con

extracción de calor tendrán una capacidad total de 308 megavatios (MW). El cliente es la empresa Shanxi Natural Gas Limited Company, una filial de la em-

presa Shanxi Provincial Guoxin Energy Development Group Co., Ltd. La entrada en operación comercial de las plantas está programada para julio de 2017.

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Usuario de la app Fluke Connect.

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Depósitos de agua Imagen enfoque MultiSharp.

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ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO GABRIEL GARCÍA Y RAQUEL GARDE DPTO. DE INTEGRACIÓN EN RED DE ENERGÍAS RENOVABLES DE CENER (CENTRO NACIONAL DE ENERGÍAS RENOVABLES)

CryoHub: almacenamiento criogénico de energía en la industria alimentaria

El proyecto europeo CryoHub busca la integración de energías renovables en la refrigeración industrial de alimentos y la mejora de la sostenibilidad de la red eléctrica. Esta iniciativa investiga y analiza el potencial del almacenamiento criogénico de energía (ACE) a gran escala, para proveer refrigeración y energía eléctrica.

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omo es sabido, la generación intermitente es uno de los factores que impide un mayor aprovechamiento de las tecnologías renovables en la red eléctrica. Por esta razón consideramos que el almacenamiento de energía renovable, en este caso para su uso en la cadena de frío de los alimentos, puede ser una pieza clave para alcanzar los objetivos acordados en Europa en materia de renovables. En este contexto se plantea el proyecto europeo CryoHub, que propone el desarrollo del almacenamiento criogénico de energía en naves refrigeradas, como centros interactivos en los que integrar energías renovables en la refrigeración industrial de alimentos y mejorar la sostenibilidad de la red eléctrica. En la práctica, en CryoHub se investiga y analiza el potencial del almacenamiento criogénico de energía (ACE) a gran escala, para proveer refrigeración y energía eléctrica. El proyecto, que inició su actividad en abril de este año y tendrá una duración de 42 meses, cuenta con un presupuesto de 8,3 M€ y recibe financiación del Programa Horizonte 2020 de la Comisión Europea. El consorcio del proyecto CryoHub está formado por 14 socios de 5 países europeos, y son, por países: PSUTec, Mayekawa Europe y EUREC (Bélgica),

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Air Liquide, Irstea e Instituto Internacional de Refrigeración (Francia); CENER (España); Universidad Técnica de Sofia (Bulgaria), además de la Universidad de Cranfield, Corac Energy Technologies, Carbon Data Resources, Instituto Internacional de Refrigeración, Universidad de Birmingham y la Universidad South Bank de Londres (Reino Unido). Esta última participa como coordinadora del proyecto. El almacenamiento criogénico de energía es una prometedora tecnología, que permite el almacenamiento in situ de la energía de origen renovable durante los periodos de sobregeneración, para poder utilizarla posteriormente durante las horas pico de demanda. El concepto ACE es sencillo y lógico:

•

Durante los periodos de baja demanda y bajo precio de la energía, el gas criogénico se licúa y es almacenado en un recipiente bien aislado (periodo de carga). • Durante los periodos de alta demanda y alto precio de la energía, el gas licuado se bombea y se expande para accionar un generador eléctrico, pudiendo devolver la energía a la red (periodo de descarga). De esta forma, ayuda a estabilizar la red eléctrica mientras se satisface la demanda de frío de una nave de alimentos refrigerados. Hasta la fecha, las aplicaciones del ACE han sido escasas dado su bajo rendimiento, ya que las pérdidas energéticas no se recuperan. Teniendo en cuenta esta premisa se ha diseñado el proyecto CryoHub, que tiene como objetivo principal maximizar la eficiencia del ACE. Las naves que contienen alimentos refrigerados requieren de grandes capacidades de enfriamiento para mantener o reducir la temperatura de sus bienes, dado que se debe tener en cuenta tanto la seguridad como la calidad del producto. El líquido criogénico obtenido durante la primera parte del proceso ACE es capaz de refrigerar parcialmente los alimenenergética

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tos durante la segunda parte del mismo, de forma que la generación eléctrica se beneficia posteriormente de dicho calor extraído. Además, la integración del ACE en instalaciones de procesado o almacenamiento de alimentos es una técnica novedosa y atractiva para promover el uso de fuentes renovables de energía, con un notable potencial para mejorar la eficiencia de estas instalaciones, las cuales suponen un entorno industrial ideal para desarrollar y demostrar los beneficios del ACE. La tecnología contemplada en el proyecto CryoHub es inteligente, ya que es capaz de convertir un almacén refrigerado convencional de ser un simple consumidor a un centro interactivo de energía, obteniendo con ello notables mejoras económicas y medioambientales. En este contexto merece la pena mencionar los principales objetivos y actuaciones que se plantean en el proyecto CryoHub, que son: evaluar el potencial presente y futuro del ACE en naves refrigeradas y hacer llegar esta tecnología a los sectores de la energía y el procesado de alimentos. Además se identificará el modo de operación óptimo del ACE en una nave refrigerada típica, para integrar de la mejor manera el frío criogénico y el calor residual. Los soenergética

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cios del proyecto tienen previsto también explorar las sinergias del ACE con las fuentes de generación renovables en las naves refrigeradas de alimentos, y determinar los ahorros de energía y emisiones derivados de la implantación del ACE en naves refrigeradas. Otras actuaciones consistirán en desarrollar tanto las soluciones ingenieriles necesarias para obtener mejoras en la eficiencia al instalar un ACE en una nave refrigerada convencional, así como diseñar un software de control y gestión del ACE que tenga en cuenta la cantidad y tipo de producto almacenado, el funcionamiento de la red y la generación renovable, las condiciones ambientales, etc. También está previsto construir una planta demostrativa que sirva para validar y demostrar el funcionamiento del ACE en una nave refrigerada y elaborar una estrategia para la implementación del ACE en el sector europeo de la refrigeración de alimentos. Actualmente, como parte de las tareas iniciales del proyecto, se está trabajando en configurar una base de datos de naves refrigeradas a nivel europeo con potencia frigorífica superior a 500 kWe, para lo cual se está haciendo una campaña entre las empresas del sector para que rellenen un cuestionario sencillo que está disponible en la web del

proyecto. La base de datos incluirá asimismo información sobre la disponibilidad de calor residual en dichas dependencias, así como la generación renovable instalada o, en su defecto, la posibilidad de instalar tecnologías renovables. El objetivo de esta tarea consiste en identificar potenciales localizaciones para la tecnología CryoHub. Por su parte, el Departamento de Integración en Red de Energías Renovables de CENER es el responsable de desarrollar el sistema de control de la planta demostrativa prevista en el proyecto. Dicho sistema deberá tener en cuenta las restricciones de operación que presenta el ACE (SOC, temperatura, velocidad de rampa, etc.) así como las entradas que llegan al sistema de control para garantizar un funcionamiento correcto y seguro de la instalación. Se pretende así analizar la integración del ACE y su comportamiento cuando da servicio a la red de distribución del entorno local. Como tareas previas a la implantación del sistema de control definitivo, se llevarán a cabo simulaciones para la validación del correcto funcionamiento eléctrico del sistema, y también de su estrategia de gestión de la energía Más información acerca del proyecto: www.cryohub.eu

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ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO LUIS COLLANTES GERENTE DE HYDRAREDOX IBERIA

El valor real del almacenamiento de energía La implementación de sistemas de almacenamiento eléctrico incrementará los niveles de integración de fuentes renovables de origen eólico y solar en el sistema eléctrico y será un elemento clave en el futuro desarrollo de este tipo de energías. Para gobiernos, industria y sociedad, el almacenamiento aportará valor de múltiples maneras, desde la calidad de suministro, fiabilidad, seguridad de suministro y estabilidad de precios, hasta beneficios medioambientales y sociales. El potencial máximo del almacenamiento eléctrico y su valor real están aún por descubrirse.

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as perspectivas de desarrollo del almacenamiento eléctrico a gran escala van a suponer un “cambio en las reglas del juego” de la industria energética global. Junto con las energías renovables, el almacenamiento eléctrico puede proporcionar una solución real a la volatilidad y desafíos de integración de la energía eólica y fotovoltaica. A nivel de redes, el almacenamiento eléctrico puede proporcionar un amplio abanico de servicios complementarios así como ser decisivo en el aplazamiento de inversiones en redes. Mientras el interés por el almacenamiento eléctrico sigue creciendo, en líneas generales la industria se encuentra en una fase inicial de comercialización, y a fecha de hoy, hay pocas instalaciones en operación para poder establecer benchmarks realistas. Los

Gráfico 1. Coste y valor del almacenamiento energético.

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datos de costes, rendimientos y otros parámetros suelen variar significativamente dependiendo de la fuente consultada. Sin embargo, el rápido desarrollo de las tecnologías de baterías en los últimos años ha llevado a la necesidad de realizar comparaciones directas. “La mayor parte de los análisis que se están realizando se están centrando en los costes de producción energética expresados en kWh, datos que tomados de forma aislada pueden inducir a errores”, comenta Luis Collantes, gerente de HydraRedox Iberia; “estos costes no se basan en el mismo número de horas de almacenamiento ni tampoco tienen en cuenta la vida útil de la batería”. De hecho, diferencias tan significativas como las comentadas anteriormente complican mucho la realización de comparati-

vas. Para baterías cerradas como las de IónLitio, la relación entre potencia y energía es fija, de igual forma lo es también el coste, y su vida útil que en pocas ocasiones supera los 6-8 años. En las baterías desarrolladas por HydraRedox, la potencia y la energía son totalmente independientes lo que permite ajustarse a las necesidades del cliente. En estas baterías el coste total es función del número de horas de almacenamiento y su largo periodo de almacenaje hace que el ratio Euros/kWh se reduzca significativamente. Todo esto, junto con una vida útil mucho más larga, colocan a las baterías de HydraRedox en una posición destacada desde una perspectiva técnica y económica. Así mismo resulta importante destacar, que cualquier comparación y evaluación de tecnologías debe ir más allá de considerar únicamente los costes específicos de fabricación e incluir también los costes de operación y mantenimiento y los de desmantelamiento de la instalación al final de su vida útil. “La fiabilidad y facilidad de mantenimiento a lo largo de toda la vida útil de una batería, junto con un impacto medioambiental nulo pueden marcar la diferencia a la hora de seleccionar la solución de almacenamiento más adecuada”, añade Luis Collantes. Existe una opinión generalizada a nivel de la industria y de los gobiernos de que los costes del almacenamiento de energía se reducirán en los próximos 3-5 años para su implementación a gran escala y viabilidad económica. Por su parte, los fabricantes de baterías consideran que esto será alcanzable, fundamentalmente por dos tendencias: la primera, el rápido desarrollo tecnológico energética

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registrado en los últimos dos años y, la segunda, la posibilidad de conseguir importantes economías de escala y mejoras en la fabricación, todo ello estimulado por un incremento en el uso del almacenamiento con las energías renovables. Aunque la reducción de costes se encuentra en un primer plano en la mente de cualquier persona del sector del almacenamiento eléctrico, la otra parte de la ecuación –los ingresos– son muy importantes. La reducción de costes de los sistemas de almacenamiento es fundamental, sin embargo el valor total es función tanto del coste como de los ingresos. “Valorar y cuantificar los ingresos es sin embargo mucho más complejo”, comenta Luis Collantes. El almacenamiento eléctrico no debe justificarse para una sola aplicación. Las baterías instaladas para una única aplicación terminan sin utilizarse o infrautilizándose (durante la mitad de su vida útil). Por ejemplo, un sistema de almacenamiento eléctrico utilizado exclusivamente para reducir los picos de demanda tiene una utilización de menos del 50% de su vida útil. Sin embargo, las tecnologías que ofrecen flexibilidad en el diseño pueden utilizarse para una aplicación principal y al mismo tiempo proporcionar servicios complementarios que generarán ingresos adicionales para cubrir los costes y crear valor. El gráfico 1 muestra cómo los costes totales de la columna de la izquierda son compensados por múltiples fuentes de “valor”. Tomando como ejemplo una instalación aislada de la red con generación renovable, su aplicación principal podría ser la de proporcionar un almacenamiento eléctrico a largo plazo, sustituyendo o como complemento de generadores diésel. Esta aplicación principal se puede complementar con otras adicionales (por ejemplo, SAI o regulación de frecuencia). Incluso aunque una simple suma de aplicaciones no siempre refleja la realidad operativa del almacenamiento eléctrico – es decir, en algunos casos un sistema optimizado para desarrollar una aplicación concreta puede no ser adecuado para otras o no permitir la realización de todos los servicios simultáneamente – no hay duda de que un mayor ratio de utilización de la batería creará valor. Adicionalmente a las fuentes de ingresos procedentes de múltiples aplicaciones, el almacenamiento eléctrico también tiene otras dos fuentes de vaenergética

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Gráfico 2. Beneficios del almacenamiento eléctrico para gobiernos, industria y sociedad.

Las perspectivas de desarrollo del almacenamiento eléctrico a gran escala van a suponer un “cambio en las reglas del juego” de la industria energética global lor para el usuario. Los costes evitados por la utilización del almacenamiento pueden ser muy significativos. Siguiendo el ejemplo de la instalación aislada de la red, una batería podría reducir de una forma significativa la utilización de diesel y en consecuencia reducir la exposición a la volatilidad del precio del petróleo así como a los riesgos y complicaciones asociadas a su transporte. El valor intrínseco del almacenamiento (identificado como beneficio adicional en el gráfico de arriba) también es un elemento importante a tener en cuenta, aunque en general es di-

fícil de cuantificar. Éste incluye muchas consecuencias positivas indirectas que pueden tener una enorme repercusión, sin embargo pueden ser difíciles de monetizar. En un escenario de una instalación aislada de la red, un sistema de almacenamiento podría reducir además la contaminación acústica y medioambiental procedente de los generadores diésel permitiendo así el desarrollo, en el entorno, de actividades como el ecoturismo o beneficiar a una población local con un suministro eléctrico fiable para una escuela. La implementación de sistemas de almacenamiento eléctrico incrementará los niveles de integración de fuentes renovables de origen eólico y solar en el sistema eléctrico y será un elemento clave en el futuro desarrollo de este tipo de energías. Para gobiernos, industria y sociedad, el almacenamiento aportará valor de múltiples maneras, desde la calidad de suministro, fiabilidad, seguridad de suministro y estabilidad de precios, hasta beneficios medioambientales y sociales. El potencial máximo del almacenamiento eléctrico y su valor real están aún por descubrirse

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CEGASA PORTABLE ENERGY

Litio-ion, una realidad en el

almacenamiento de energía eléctrica

Las baterías de litio-ion surgieron en el mercado en los años noventa y, gracias a sus excelentes prestaciones rápidamente coparon las aplicaciones de la electrónica de consumo. Si el plomo fue la tecnología de almacenamiento del siglo XX, el litio es la del siglo XXI

La electricidad y su almacenamiento La electricidad es el mejor vector energético que existe: puede generarse a partir de fuentes renovables limpias y virtualmente inagotables, es extremadamente fácil de transportar mediante un simple cable. Su único problema es el almacenamiento. En las aplicaciones móviles autónomas es necesario acumular una gran cantidad de energía para dotarnos de una autonomía de uso suficiente y en los usos estacionarios el consumo eléctrico no suele coincidir con el de la generación. La tecnología más extendida, para sistemas pequeños/ medianos, es la acumulación en baterías. En una batería la electricidad genera una serie de reacciones electroquímicas que transforman los materiales activos de la misma. Esto hace que se acumule una energía química que cuando sea necesario puede volver a ser transformada en energía eléctrica. La situación actual Se considera al almacenamiento eléctrico como la mayor disrupción de una tecnología individual de aquí al 2030 y va a modificar completamente la manera en la que interactuamos con los sistemas energéticos actuales (Energy UK Association) Las baterías han evolucionado en gran medida en los últimos años con la aparición de alternativas a los materiales activos de plomo: las baterías de níquel-cadmio, de mejores prestaciones energéticas, pero con mayor coste y problemas medioambientales relacionados con el Cd; las baterías de níquel-metalhidruro, ideadas para

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sustituir al cadmio y, finalmente, las baterías de litio-ion, que son las que proporcionan las mejores prestaciones. Las baterías de litio-ion surgieron en el mercado en los años noventa y, gracias a sus excelentes prestaciones rápidamente coparon las aplicaciones de la electrónica de consumo. En los últimos años, esta tecnología ha evolucionado y, además de mejorar sus prestaciones, ha reducido sus costes lo que posibilita que sea la tecnología de almacenamiento que más rápidamente se está extendiendo. Por todo ello, podemos decir que si el plomo fue la tecnología de almacenamiento del siglo XX, el litio es la del siglo XXI.

Comparativa con las diferentes tecnologías de plomo utilizadas Las soluciones basadas en plomo han sido tradicionalmente las que han liderado comercialmente el mercado. Su menor precio de compra las hace especialmente atractivas en un primer momento. Sin embargo, las necesidades de acumulación de energía generadas por los nuevos escenarios de movilidad, por la incorporación de sistemas de energías renovables, entre otras, demandan prestaciones exigentes en términos de potencia, energía, tiempos de ciclo carga /descarga y vida útil de las baterías, donde las soluciones basadas en plomo tienen serias limitaciones para cumplir dichas exigencias durante todo el ciclo de vida esperado de las baterías. En el mercado podemos encontrar tres tecnologías basadas en plomo que se proponen para la acumulación de energía en las instalaciones de autoconsumo. OPzS, AGM y, en menor medida, GEL. Todas ellas son tecnologías maduras, con precios de compra inferiores al litio, especialmente en el caso de las OPzS. Sin embargo, las baterías basadas en plomo presentan importantes limitaciones frente a las del litio-ion: • Necesidad de cubetas para protección de vertidos. Las baterías basadas en ácido en estado líquido (OPzS), por razones normativas, precisan cubetas especiales de seguridad para evitar daños en el caso de vertido. Esto supone un sobrecoste importante, incluso en obra civil, además de las limitaciones de espacio. • Necesidad de ventilación. Durante la recarga, las baterías de plomo reguenergética

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lan su voltaje máximo mediante una reacción electroquímica interna que genera hidrógeno. El hidrógeno, si se acumula por encima de ciertos niveles, produce una atmosfera altamente explosiva, por lo que es necesario que las instalaciones de baterías de plomo estén adecuadamente ventiladas o en su caso incorporar campanas extractoras. Para evitar esto, se desarrolló la tecnología VRLA, que evita la emisión de H2 pero como contrapartida limita enormemente el número de ciclos de la batería. Necesidad de mantenimiento. Las baterías OPzS y en general las de ácido en estado líquido, necesitan mantenimiento, que puede requerir rellenado con frecuencias mensuales e incluso semanales, para evitar el deterioro acelerado de la batería, a pesar de que por especificación se indique mantenimiento anual. Bajas tasas intensidad/potencia. Típicamente las baterías de plomo OPzS presentan una tasa C100 y las AGM y GEL de C20. Esto significa que si no queremos sobre-estresar y por lo tanto limitar la vida de la batería, un ciclo de carga/descarga completo debería hacerse en 100 horas (Opzs) y en 20 horas (AGM y GEL). Para mantener la batería dentro de rangos y poder suministrar la potencia y energía necesarias, respetando los tiempos de carga, estos sistemas deben ser utilizados a una profundidad de carga reducida al 20% en el caso del OPzS y hasta el 60% en el caso del AGM y GEL, lo cual multiplica por 5 y por 2 respectivamente la necesidad de kWh instalados. Efecto memoria. En una aplicación típica de autoconsumo, los ciclos de carga y descarga son totalmente aleatorios, se almacena cuando hay sol/ viento y se consume cuando el cliente demanda energía. Esto supone que la no existencia de ciclos de carga y descarga completos, generan una gran pérdida de capacidad de almacenamiento de energía de las celdas. Baja ciclabilidad. El plomo GEL o AGM tiene una vida esperada de entre 300 y 500 ciclos, que puede subir hasta 1.200 ciclos en la OPzS si el mantenimiento es intensivo. Por su parte la

energética

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Material

Energy Power Safety Density Density

Stability Cyclability

(-)

LCO

Cost per Ah

(-)

NCA NMC LMO LFP

(-)

LFMP LTO

(- -)

(+) (+) (++)

(+)

Very good

ciclabilidad del litio oscila entre 1.000 y 10.000 ciclos a descarga completa, dependiendo de la química utilizada. • Baja densidad energética. El litio-ion tiene una densidad energética 5 veces superior a la del plomo, lo que implica que las baterías de plomo pesan 5 veces más y ocupan hasta 5 veces más sitio para dar la misma energía. • Tensión de salida variable. La tensión de salida baja de forma notable durante la descarga de la batería en el caso del Plomo y es muy sensible a la intensidad aplicada (mayor intensidad menor voltaje). El perfil de descarga del litio-ion es muy plano durante la descarga y la caída con la intensidad es mucho menos significativa. Aunque en muchos casos se menciona la tecnología Li-ion como si fuera una única opción, realmente existe una gran variedad de químicas con diferentes características y prestaciones relacionadas con el número de ciclos, capacidad de almacenamiento de energía y un largo etcétera En la tabla 1 se muestra con una distribución de colores las características principales de las diferentes químicas de litio-ion. Como puede observarse, ninguna de las opciones cubre todas las prestaciones por lo que es necesario hacer una selección previa de la celda a utilizar para cada aplicación en función de las necesidades específicas de la misma. Con respecto a la calidad o nivel de las prestaciones de las celdas, se puede hablar de tres niveles al margen de la química utilizada: • El estándar “high quality”. Se basa en

(-) Very bad

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la celda que inicialmente se desarrolló por parte de Sony y que ha seguido un proceso de mejora continuado desde entonces por parte de las grandes compañías japonesas y coreanas. La calidad “low cost”. Como en el resto de los sectores, China ha optado por el desarrollo de celdas de litio-ion de bajo coste reduciendo los estándares de calidad. Este tipo de celdas configura soluciones con baja ciclabilidad (especialmente al subir la temperatura), menores tasas de intensidad/potencia y son altamente sensibles a la temperatura, con riesgo de deterioro e incluso de seguridad. La nueva generación. Debido a los altos niveles de exigencia de prestaciones del sector de la automoción, en los últimos años se está desarrollando una nueva generación de celdas de litio-ion de altas prestaciones.

Conclusión La consultora de energía IHS Markit espera que el mercado de almacenamiento de energía se duplique en 2016, de 1,4 a 2,9 GWh, que la capacidad alcance los 21 GWh en el año 2025 y que las baterías de ion litio se conviertan en “la tecnología predominante en el almacenamiento de energía”. Según IHS, las baterías de ion-litio alcanzarán una cuota de mercado superior al 80% en el segmento de almacenamiento vinculado a la red. Cegasa Portable Energy y el litio-ion El proceso de diseño y fabricación de un Battery Pack de litio-ion debe seguir una

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serie de etapas imprescindibles para conseguir el funcionamiento óptimo en cuanto a prestaciones y seguridad del mismo. Análisis requerimientos de la aplicación Análisis técnico pormenorizado junto con el cliente de las necesidades energéticas de la aplicación incluyendo número de ciclos, temperaturas, etc. • Selección de la química de litio-ion más adecuada para la aplicación. Ya se ha mencionado las distintas funcionalidades de cada química disponible. • Selección de la celda. Para ello es necesario disponer de una información detallada de las diferentes alternativas que hay en el mercado. El no ser fabricantes de celdas aporta una ventaja competitiva para seleccionar la combinación celda/química más adecuada para cada aplicación. • Validación de la celda. Una vez seleccionadas las celdas, una muestra de las mismas debe ser probada en las diferentes condiciones de trabajo que se va a requerir en la aplicación posterior. Diseño y fabricación del battery pack. Es imprescindible contar con unos medios que garanticen los elevados niveles de fiabilidad requeridos en las operaciones críticas como es el proceso de soldadura. Incorporación del BMS. Las baterías de Litio-ion tienen una ventaja fundamental en relación a otras tecnologías y es que llevan un circuito de control también llamado BMS y que permite programarlo para el funcionamiento óptimo del Battery Pack. Trazabilidad y validación del battery pack. Todos los battery packs producidos tienen la amplia trazabilidad de sus componentes y se les realiza los ensayos FAT (Factory Acceptance Test).

Aplicaciones más habituales Movilidad (e-mobility) Las innegables ventajas que presenta el litio-ion están acelerando la sustitución del plomo en las aplicaciones existentes y abriendo la puerta a muchas otras hasta ahora inviables: • Barredoras/fregadoras eléctricas para grandes superficies, colegios, hospitales. En las que se consigue un aumento del tiempo de funcionamiento de la máquina, mayor número de ciclos,

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reducción importante de los costes de mantenimiento, etc. Sillas de ruedas para personas mayores en las que se reduce el peso de 12 kgs de las de plomo a 4 kgs de las de litio, además de que el número de ciclos de carga se multiplica por 3. Motos y vehículos eléctricos ligeros para entornos urbanos. En los que las mayores ventajas residen en el reducido peso de las baterías, aumento de la autonomía, elevado número de ciclos, etc. Camiones, autobuses y vehículos especiales para un entorno urbano. Utilizan sistemas de elevada potencia y con una gran fiabilidad. Etc.

Sistemas estacionarios de mediana energía • En este apartado se engloban los sistemas de almacenamiento estacionario de menos de 100 kWh. La elevada ciclabilidad de las baterías de litio-ion incluso a altos niveles de %DoD hace que el coste (LCC) de estas baterías sea

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sensiblemente inferior a las de plomo. Sistemas para autoconsumo preparados para conectarse a la instalación eólica o fotovoltaica y que pueden trabajar conectados a la red o aislados de la misma. UPS. Los sistemas de litio-ion aportan ventajas adicionales a las tradicionales de plomo, en términos de instalaciones más reducidas y de menor peso, sin necesidades de ventilación, vertidos especiales, etc. Aplicaciones industriales. Las mejores prestaciones de potencia específica permiten un dimensionamiento más racional y la mayor eficiencia supone importantes ahorros respecto a las soluciones de plomo

Sistemas estacionarios de gran energía Para sistemas conectados a red se utilizan soluciones de almacenamiento a gran escala con voltajes más elevados (700-900V) y niveles de energía y potencia del orden de MW/MWh. La gran mayoría de las instalaciones de este tipo se basan en baterías de litio-ion. • Apoyo a generación renovable. Los grandes campos eólicos o fotovoltaicos sufren fuertes variaciones de potencia tanto instantánea como de nivel de producción temporal. Un almacenamiento basado en litio-ion regula los picos de producción y cubre las faltas/ excesos en escalas de varios minutos. • Apoyo a Trasmisión/Distribución. Los TSO y DSO buscan en los BESS de litio-ion el soporte que necesitan para variaciones bruscas en la potencia o frecuencia del sistema, especialmente en aquellos países o regiones donde la red es especialmente débil • Back-up industrial. En empresas con gran demanda de energía o potencia. Las baterías estacionarias de altas prestaciones pueden ser la solución más adecuada. • Microrredes (microgrids). De la misma manera que un sistema de autoconsumo permite independizar a una vivienda o un pequeño negocio de la red eléctrica, una BESS puede permitir la creación de una región completa más o menos grande formando parte de una microrred totalmente autónoma energética

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9 RAMÓN UGARTE OLAETXEA DIRECTOR DE DESARROLLO DE NEGOCIO EN DUTT, MONTELEC MONTAJES ELECTRÓNICOS

Aplicación de Peak

Shaving en industria

G O e

El sistema desarrollado por Dutt permite reducir la factura eléctrica mediante el aplanamiento de la curva de demanda gracias al uso de energía almacenada en baterías.

A

lo largo de los últimos años la energía ocupa un lugar destacado en el debate sobre la competitividad empresarial española. Los crecientes costes energéticos representan un hándicap serio para la industria nacional. Especialmente significativos en el caso del sector electrointensivo, donde pueden llegar a suponer hasta un 50% de los costes de producción. La reducción de los costes energéticos plantea la necesidad de actuar tanto desde el punto de vista del consumo como del precio de la energía. Apostar por una estrategia de mejora de la eficiencia energética constituye un imperativo ineludible para reducir la factura energética de las empresas industriales. Durante la pasada década la subida de los precios de la energía ha sido generalizada en todos los países de nuestro entorno. Estos han aumentado singularmente en España en la última década. Según datos del Eurostat entre el 2004 y 20010 el precio para el consumidor industrial se incrementó en un 90%. En el incremento final ha incidido de manera especial el término de potencia, al producirse un aumento en el último decenio en las tarifas 3.0, 3.1 y 6.1 del 152%, 125% y 115% respectivamente. La consecuencia más evidente es que las medidas de eficiencia y ahorro energético, aunque imprescindibles, tienen un efecto limitado sobre la factura final. Las empresas carecen de herramientas que les permitan mitigar los cambios tarifarios. Ante esta problemática se impone la necesidad de nuevas soluciones tecnológicas. El equipo de desarrollo de Dutt se planteó el reto del diseño de una solución de

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ahorro energético que permitiera beneficiarse de los avances tecnológicos de las energías renovables y de almacenamiento energético. El sistema se basa en 3 ejes: monitorización energética, energía renovable y almacenamiento. El elemento vertebrador es un inversor híbrido trifásico desarrollado específicamente a tal fin. El sistema desarrollado permite reducir la factura eléctrica mediante el aplanamiento de la curva de demanda gracias al uso de energía almacenada en baterías. Este aporte de energía extra proviene tanto de la energía solar no consumida, como por la obtenida de la red en horas valle y por tanto de menor coste. Además de permitir la reducción de los costes fijos por potencia contratada, también permite reducir la demanda de la red, al integrar de manera directa energía de paneles solares sin necesidad de añadir hardware adicional. El primer prototipo se ha instalado en las propias instalaciones productivas de Dutt en Guipúzcoa, donde diseña y fabrica sus soluciones de electrónica de potencia para el control y conversión de energía. Previamente a la instalación del sistema se realizó un estudio del perfil de consumo de la empresa. La conclusión que se

extrajo es que existían ciertas cargas que generaban un demanda muy intensa, pero en procesos de tiempo cortos. Por lo tanto susceptibles de eliminarse con el sistema propuesto. El objetivo que se fijó era pasar de una contratación 3.1 P1:50 P2:50 P3:70 a una 3.1 P1:30 P2:30 P3:30, además de alcanzar un grado de autoconsumo del 15%. Con dicho objetivo se dimensionó el sistema idóneo para la aplicación. En este caso un inversor de 40 kW, un convertidor solar de 10 kW y un sistema de almacenamiento de 96 kWh. El sistema se ha diseñado, fabricado e instalado a lo largo del bienio 2015-16. En paralelo a la validación técnica se está desarrollando otra fase para la validación del caso. De momento, tomando como referencia los consumos y facturación de los dos últimos años se ha realizado una simulación con la nueva tarifa a contratar. Obteniéndose un ahorro del 17% por reducción del término de potencia y un 6% adicional por reducción de los consumos gracias a la monitorización y al autoconsumo. En conjunto podemos hablar de una disminución del 23% de los costes en la factura eléctrica. En dichos cálculos inicialmente se están obviando los actualmente en entredicho peajes del RD 900/2015. El proyecto, además de servir de plataforma tecnológica para el desarrollo de soluciones orientadas al autoconsumo y el almacenamiento, permitirá validar el Business Case que justifique a futuro la adopción de este tipo de estrategias en función de los perfiles de consumo y de las normativas y regulaciones vigentes energética

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Energy_

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ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO MICHAEL LIPPERT, DIRECTOR DE MARKETING Y DESARROLLO DE NEGOCIO PARA EL ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA DE SAFT

El almacenamiento de energía, clave para la transición de las islas tropicales a la energía solar Los esquemas de energía solar fotovoltaica han experimentado una significativa mejora en la eficacia de los sistemas de almacenamiento para redes aisladas, especialmente ayudando a reducir la dependencia de los generadores diésel, caros y tan perjudiciales para el medio ambiente.

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in embargo, incluso en las islas tropicales, el rendimiento de una planta solar puede ser muy variable, debido a los rápidos cambios de las nubes (fluctuaciones de inyección de potencia arriba y abajo de hasta el 80% en menos de un minuto). A medida que la penetración de las energías renovables en redes aisladas sigue creciendo, esta imprevisibilidad puede dar lugar a problemas relacionados con la estabilidad de la red y la congestión de la subestación en períodos de máxima demanda. El almacenamiento de energía en sistemas de baterías de litio ion (en adelante BESS) puede atenuar la variabilidad de la energía fotovoltaica y ayudar tanto a las instalaciones como a los operadores de la red en las islas tropicales. En el caso de Hawái, si bien está en condiciones de generar energía a partir de fuentes naturales, históricamente tiene una alta dependencia del petróleo. A pesar de las circunstancias,

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esperan que en 2030 el 40% de su energía provenga de fuentes renovables. A continuación, se describen algunos desarrollos reales donde Saft ha implantado sus BESS. El almacenamiento de la energía de exceso y la regulación de frecuencia prepara a Hawái para más fotovoltaica Hawái está instalando tecnología BESS para aumentar su capacidad de integración en la red de energía proveniente de fuentes renovables. El BESS limita la tasa de cambio en la que se inyecta energía en la red, como es el caso de la primera instalación de Saft para la compañía eléctrica de Hawái (HELCO) en 2012. Para este proyecto, se instalaron dos contenedores Intensium Max 20E, proporcionando 248 kWh de almacenamiento por cada contenedor, junto con un sistema de conversión de potencia de 100 kW. Cada

BESS tiene un tiempo de ejecución de dos horas, se puede cargar durante la noche fuera de las horas pico y tiene una vida útil prevista de al menos 15 años. Una de las principales funciones de esta instalación BESS para HELCO es la reducción pico para minimizar la congestión en la red de Hawái, producida al soportar cargas elevadas por la tarde, causadas en su mayor parte por el uso de sistemas de aire acondicionado. El BESS almacena la energía cuando la producción de la planta fotovoltaica supera el límite establecido, liberándola a la red al final del día, cuando el pico de generación se viene abajo. La segunda instalación para HELCO se encuentra adyacente a una planta embotelladora y ofrece regulación de frecuencia introduciendo activos de generación de reserva primaria y secundaria en línea en un corto plazo. Así, se garantiza la estabilidad de la red mediante la inyección o absorción de potencia activa para mantener la fre-

energética

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cuencia dentro de los límites fijados. Por lo general, las desviaciones experimentadas son cortas y de poca frecuencia en toda su amplitud y la batería Saft Intensium Max 20E está diseñada específicamente para hacer frente a este tipo de servicio. El BESS garantiza una consistente y fiable fuente de energía para Kauái en el conjunto Anahola KIUC (Kauai Island Utility Cooperative) es la compañía de electricidad en la cuarta isla más grande de Hawái. Para mejorar la sostenibilidad y reducir su dependencia de combustible importados, KIUC se ha fijado el ambicioso objetivo de cubrir la mitad de sus necesidades energéticas con fuentes de energía renovables en 2023. Un elemento clave en los planes de sostenibilidad de KIUC es el conjunto Anahola. Con 59.000 paneles y una potencia máxima de 12 MW, esta instalación fotovoltaica está suministrando alrededor del 20% de las necesidades de la compañía eléctrica durante el día. El BESS controla la tasa de inyección de energía a la red. Cuando una nube pasajera provoca un cambio en la producción, el BESS absorbe o libera energía para asegurar que la matriz ve una transición sin problemas de la producción. En Anahola, Saft suministró una solución Intensium Max 20M BESS proporcionando 6 MW de potencia y una capacidad de 4,63 MWh. El sistema ofrece una potencia pico hasta la potencia total de 12 MW de la planta. Está alojado en ocho contenedores de transporte por separado y en otros dos que albergan un sistema de conversión de energía que estabiliza la red. Gracias a la matriz Anahola, la isla ha reducido sus importaciones 1,7 millones de galones de petróleo cada año, lo que supone, el ahorro de 35.000 toneladas de emisiones anuales. El BESS de Saft está jugando un papel vital en la historia de éxito de Annahola, al mitigar la variabilidad de su producción durante la rápida evolución de las condiciones meteorológicas. Para mantener la estabilidad de la red, el BESS reacciona a las perturbaciones de frecuencia en menos de 50 milisegundos, lo que ayuda a evitar la desconexión de carga. En el caso de que la producción de energía supere la demanda, permite su almacenamiento energética

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para reducir la restricción PV y contribuir a la demanda durante el período pico de la tarde. Recientemente, el BESS demostró su capacidad de proporcionar respuesta de frecuencia a eventos mucho más allá de la variabilidad de la matriz Anahola. Cuando la central eléctrica de 28 MW Kapaia sufrió un fallo, el sistema de Saft impidió aproximadamente a la mitad de la isla estar a oscuras. El BESS asegura la compatibilidad con la red en la planta PV de Puerto Rico En 2015, Sonnedix, el desarrollador y operador fotovoltaico, encargó la instalación Salinas de 10 MW, que vierte energía en la red operada por la PREPA (Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico). La compatibilidad con la red era una cuestión crítica, ya que sus Requisitos Mínimos Requeridos (MTR) establecían unas regulaciones de interconexión estrictas para adquirir la producción. Al tratarse de un proyecto comercial, no subvencionado, el retorno de la inversión dictado por la cantidad de kWh vendidos era clave para su viabilidad. La PREPA cuenta con un total de 13 MTR para inyectar energía en la red eléctrica. Dos de los requisitos se refieren específicamente al uso de un BESS, destinado a la entrega de la respuesta de frecuencia de hasta 10% de potencia declarada y a limitar la tasa de rampa de la producción de la planta a un cambio del 10% por minuto. La capacidad de 10 MW de Salinas requería una respuesta de frecuencia de ± 1 MW y un control de rampa de 1 MW por minuto. Una instalación de este tamaño puede experimentar una caída del 70% en la producción en aproximadamente un minuto. El BESS la ralentiza en más de 7 minutos, facilitando la entrada a otra fuente de generación en la isla sin perjudicar la frecuencia de red. Para hacer frente a otros requerimientos, el BESS también debe ser capaz de proporcionar una potencia pico de 4,5 MW (45 por ciento de la producción de la planta) durante un minuto, seguido de una rampa de bajada controlada. Saft suministró un BESS que cumpliera con los MTR optimizando a su vez el coste total de propiedad (TCO) de la planta. Gracias a una avanzada modelización, Saft

identificó el tamaño óptimo de la unidad para proporcionar las características de energía y potencia requeridos de forma fiable durante la vida de la instalación. Se basó en el sistema de alta potencia Intensium Max alojado en un container de tamaño estándar que incorpora las baterías de ion-litio, así como la gestión de la batería, refrigeración activa, el seguimiento y las interfaces de comunicación y alimentación. Se instalaron tres contenedores que en conjunto proporcionan una potencia de 5 MW con una capacidad de almacenamiento de 1,3 MWh. El sistema es capaz de controlar la planta para garantizar una suave rampa de frecuencia de salida y el mantenimiento de una red estable de 60 Hz. El coste inicial del BESS se amortiza a lo largo de los 25 años de contrato de suministro de energía, facturándose por kWh de energía inyectada a la red. El BESS se define en La Reunión En la instalación fotovoltaica de 9 MW en Bardzour, en La Reunión, el papel del BESS implicaba inyectar energía a la red a una velocidad constante de 40% de la capacidad de potencia máxima de la planta. Esto suponía que el BESS se utilizase para adaptar la salida de potencia de la planta y así garantizar una potencia constante y predecible. Este sistema permite que los recursos renovables intermitentes funcionen como la generación de la línea de base. El BESS de Bardzour era necesario para proporcionar una descarga grande por la mañana, antes de la carga de las horas pico y de la descarga nocturna. También debía proporcionar reserva primaria durante 15 minutos y soporte de tensión. La modelización identificó su tamaño óptimo, entregando un sistema de 9MWh Intensium Max, en nueve contenedores de transporte individuales. En conclusión, el mayor reto para propietarios y operadores en la transición a fuentes de energía renovable es la naturaleza intermitente de la energía solar. En el caso de la solar fotovoltaica, el almacenamiento de energía a gran escala de litio ion está experimentando un desarrollo exitoso en proyectos comerciales, siendo la clave para solventar los problemas de integración en la red por la velocidad de rampa, reducción y regulación de frecuencia

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ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO BEATRIZ RUIZ DIRECTORA DE TECNOLOGÍA JOFEMAR ENERGY

Avanza el desarrollo de la segunda generación de baterías RoxZell con tecnología de flujo redox Zn-Br Desarrolladas por Jofemar Energy, estas baterías cuentan no solo con el sistema electroquímico y los componentes principales de las baterías de flujo a nivel hidráulico y fluidodinámico, sino también con un sistema de control que gestiona, tanto en remoto como de forma presencial, el funcionamiento de la batería y permite su control, gestión y seguimiento. Además, pueden evitar problemas de sobrecargas y compensar la variabilidad de los recursos renovables y su integración en la red.

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esde que en 2012 la Corporación Jofemar apostase por el desarrollo de nuevas tecnologías de almacenamiento energético respetuosas con el medio ambiente, Jofemar Energy, división dedicada al desarrollo de estos sistemas, no ha dejado de evolucionar sus prototipos con tecnología Zn-Br, que han pasado desde baterías de 5 Wh de capacidad, hasta módulos de 10 kWh y unidades modulares de hasta 60 kWh. El desarrollo de las primeras versiones permitió identificar áreas de mejora en las que la compañía ha seguido trabajando intensamente. De hecho, el pasado mes de febrero concluyó el proyecto Flow Grid con la presentación de la primera versión de sus baterías de flujo Zn-Br, denominadas RoxZell. Y lo hizo con unos resultados prometedores. Las primeras ver-

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siones de las baterías RoxZell, diseñadas, desarrolladas y testadas en las instalaciones de Jofemar en Peralta, incorporan las últimas mejoras obtenidas gracias, entre otros, al empleo de nanotecnología y al desarrollo específico de los principales componentes para el par electroquímico y consiguen una potencia de 10 y 60 kWh, respectivamente, para funcionar tanto en ambientes residenciales como integrados en smartgrids. Estas primeras unidades modulares de 10 kWh para aplicaciones residenciales, industriales y microrredes han sido validadas internamente en su planta piloto y centro de testeo de baterías de flujo, así como en aplicaciones reales en la microrred instalada en la sede central del grupo en Navarra, que ha sido desarrollada dentro del marco de un proyecto LIFE, puesto en marcha junto

al Centro Nacional de Energías Renovables, CENER. Hasta el momento, los resultados de la primera generación han sido prometedores, obteniéndose capacidades en kWh/ kg de batería muy superiores a los esperados y con buenas previsiones de poder alcanzar los precios de referencia objetivos fijados por diversos estudios internacionales de los 250 euros/kWh. “Con los resultados generados de este primer prototipo, hemos querido dar un paso más hacia la comercialización de las baterías de flujo, generando una nueva versión con prestaciones optimizadas y un diseño más compacto. Ya hemos comenzando con una etapa de demostración y validación de los nuevos prototipos en distintos entornos reales”, afirma Beatriz Ruiz, directora de Tecnología de Jofemar Energy.

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Gracias a ello, la compañía ha puesto en marcha otro innovador proyecto europeo denominado SUnFLOWers, recientemente aprobado desde el CDTI con el sello Eureka, para validar la tecnología y avanzar en la industrialización de las baterías para su posterior comercialización. Desde comienzos de año, Jofemar Energy está trabajando en el nuevo diseño y versión de las baterías, que se estima estará listo para finales de año. La segunda generación de baterías RoxZell de 10 kWh se caracteriza por integrar nuevos componentes, una nueva configuración y electrolitos optimizados en base a los resultados de funcionamiento obtenidos de la primera generación de prototipos de baterías. De esta forma, se pretende aprovechar al máximo los recursos disponibles y flexibilizar el consumo en función de las necesidades de cada cliente. Las baterías modulares de segunda generación cuentan no solo con el sistema electroquímico y los componentes principales de las baterías de flujo a nivel hidráulico y fluidodinámico, sino también con un sistema de control que gestiona, tanto en remoto como de forma presencial, el funcionamiento de la batería y permite su control, gestión y seguimiento, manteniendo el sistema en todo momento dentro de los límites deseados de funcionamiento y operación garantizando la seguridad de los sistemas. Totalmente configurables y adaptables a la demanda o especificaciones de los clientes, actúan como estabilizadores de la red, garantizando la calidad y la fiabilidad en el suministro y proporcionando un soporte a la operación de la red. Además, pueden evitar problemas de sobrecargas y compensar la variabilidad de los recursos renovables y su integración en la red. “Seguimos optimizando nuestros procesos de fabricación y montaje, costes y eficiencia de cara al lanzamiento al mercado de la versión comercial que, previsiblemente, tendrá lugar durante 2018”, destaca Beatriz Ruiz. Para la construcción de esta segunda generación de prototipos de baterías el equipo técnico ya ha equipado sus instalaciones con una primera línea de montaje, los primeros equipos para la realización de los prototipos y con un reactor electroquímico para la producción y estudio de las especies activas. La fase demostrativa externa comenzará a comienzos del 2017. Las ubicaciones seleccionadas serán entornos de microrredes energética

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universitarias, integración con fotovoltaica y consumos residenciales reales; integración con aerogeneradores, puntos de recarga de vehículos eléctricos y distintos entornos con diferentes condiciones climáticas. Todo ello con el objetivo de validar la tecnología y avanzar hacia un primer paso en el proceso productivo y su posterior comercialización. Entre las ubicaciones seleccionadas se encuentras empresas, centros tecnológicos y universidades que han mostrado interés en colaborar en validar los prototipos y la tecnología en diferentes entornos de aplicación que comprenden España y Reino Unido. Relacionado con el tema de seguridad y su futura instalación en entornos reales de operación, Jofemar Energy colabora activamente desde hace más de un año con la International Electrotechnical Commission (IEC) para diseñar e implantar los primeros estándares de normativa para la comercialización y utilización de este tipo de baterías. Una vez analizados los resultados de los desarrollos actuales, el grupo ha estimado que los primeros borradores se publicarán a finales de 2017, coincidiendo con el lanzamiento de las baterías RoxZell. Las baterías de flujo son una tecnología de almacenamiento electroquímico en fase demostrativa que poco a poco se van acercando a la fase comercial. Como uno de sus puntos diferenciales, este tipo de baterías permiten convertir y almacenar la energía eléctrica como energía química, e invertir el proceso de forma controlada cuando se desee o sea necesario. Las

principales ventajas de esta tecnología son que presentan una gran capacidad de almacenamiento energético para aplicaciones estacionarias, bajo coste y larga vida útil. Frente a otras tecnologías, también presentan el beneficio de que pueden ser descargadas completamente sin efecto memoria y sin dañar el estado de la batería para que no disminuyan sus prestaciones. Otro de los factores a considerar es que la materia prima es de base acuosa, lo que implica que no hay riesgos de inflamabilidad ni explosión. Además, su disponibilidad es mucho mayor que la de otras químicas. El coste de mantenimiento es bajo y se diseña con materiales de alta disponibilidad, bajo coste y reciclables. Además, los materiales son respetuosos con el medioambientalmente, lo que permite ofrecer una tecnología verde y eficiente. El desarrollo de este tipo de tecnologías es clave tanto para la gestión energética a nivel mundial, como para la integración de recursos renovables y la gestión eléctrica. Esta es una de las razones por las cuales Jofemar ha apostado por la puesta en marcha de una división exclusivamente dedicada al tema energético que, hasta ahora, ha supuesto la creación de unos 12 puestos de trabajo en los departamentos de I+D electroquímica, diseño mecánico y diseño electrónico de la compañía. Además, el inicio de la actividad de montaje en la nueva planta piloto de producción del departamento de Electroquímica ha supuesto la cada vez mayor implicación del equipo de producción

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ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO IGOR VILLARREAL RESPONSABLE DEL ÁREA DE ALMACENAMIENTO Y GESTIÓN DE ENERGÍA DE IK4-IKERLAN

Almacenamiento de energía: una fuente de oportunidades para la industria y el transporte La irrupción de las tecnologías de almacenamiento eléctrico está transformando los modelos tradicionales de generación de energía y del sector transporte. Las tecnologías en las que colaboramos con nuestros clientes desde hace una década nos han permitido desarrollar nuevos productos y servicios impensables cuando comenzamos a trabajar en este ámbito.

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n Ikerlan colaboramos con empresas de la industria energética y del transporte para ayudarles a aprovechar las oportunidades que surgen de la irrupción de nuevos tipos de baterías y de su integración y gestión óptimas. El desarrollo y la aplicabilidad de estas tecnologías se ha acelerado durante los últimos cuatro años debido al aumento del número de proveedores y al acusado descenso de los costes de las baterías, lo cual está posibilitando su integración en un mayor número de aplicaciones. Esto ha llevado a muchas empresas a interesarse por las nuevas posibilidades derivadas de la integración en sus productos de sistemas de almacenamiento eléctrico. Así, en Ikerlan les ayudamos a desarrollar productos más eficientes que cumplen con los más altos estándares de reducción de emisiones contaminantes y reducen el uso de combustibles fósiles y, a la vez, les permiten dar servicios de valor añadido a sus clientes. Autobús híbrido En el ámbito de la movilidad, destaca el desarrollo de un nuevo tipo de autobús híbrido para ciudades que hemos realizado junto a las empresas Vectia y CAF Power & Automation (filial del grupo CAF). Se trata de un vehículo altamente personalizable, capaz de adaptarse a la orografía de cualquier ciudad. Una de las principales novedades de este autobús de 12 metros, denominado Veris, es el sistema propio de tracción eléctrica (o power-train) desarrollado conjuntamente entre CAF Power & Automation e Ikerlan, que permite la propulsión en modo híbri-

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do o completamente eléctrico y la integración de sistemas de almacenamiento para lograr un funcionamiento más silencioso y eficiente. Veris se presentó en la feria Busworld 2015, celebrada en Bélgica, tras meses de intensas pruebas tanto en laboratorio como en carretera, y ya está encontrando hueco en el mercado. Tranvía sin catenaria El tranvía es otro ejemplo de movilidad sostenible en el que las nuevas tecnologías de almacenamiento han tenido aplicaciones exitosas. Este medio de transporte facilita la movilidad en ciudades de tamaño medio y grande de una forma eficiente. Sin embargo, los costes asociados a la instalación y el mantenimiento de la catenaria, así como su impacto visual en espacios como el casco urbano, suponen a veces un freno para su despliegue. Para hacer frente a estos inconvenientes, CAF Power & Automation, desarrolló en colaboración con Ikerlan un sistema de acumulación de energía que permite a los tranvías circular sin catenaria entre algunas estaciones. Su sistema de almacenamiento

de carga rápida se alimenta en las paradas y permite al tranvía circular sin alimentación externa hasta la siguiente estación. Además, el sistema también mejora la eficiencia en la circulación con catenaria, ya que es capaz de recuperar la energía de las frenadas. El tranvía sin catenaria, que circula ya por ciudades nacionales (Sevilla, Zaragoza) e internacionales (Taiwan, Tallin), ha supuesto todo un éxito comercial. Sin embargo, CAF Power & Automation sigue contando con Ikerlan para mejorar los sistemas de almacenamiento aumentando sus prestaciones y logrando mayor autonomía y menor volumen. Mejora de la eficiencia en la industria Un ejemplo de la capacidad de impacto de estas tecnologías en la industria es el proyecto europeo Reemain, en el que participa Ikerlan, que está desarrollando un conjunto de herramientas de gestión energética que permitirán al sector industrial reducir las emisiones de CO2 y el consumo eléctrico. En el marco de esta iniciativa estamos trabajando en herramientas y equipos que permiten una fabricación energéticamente más eficiente mediante estrategias de control para la gestión y el almacenamiento de energía. Concretamente, estamos desarrollando una herramienta de dimensionamiento para la optimización del coste del sistema de almacenamiento así como un sistema de almacenamiento de ion-litio compacto y escalable que incluye el sistema de gestión térmica. El uso de sistemas de almacenamiento facilita además la integración de sistemas de generación renovables en el proceso productivo energética

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ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO

GRABAT ENERGY. GRUPO GRAPHENANO

Baterías de polímero de grafeno,

tecnología revolucionaria al alcance de todos La tecnología de Grabat Energy, aplicada a su polímero de grafeno, ha conseguido revolucionar el sector del almacenamiento energético al superar las limitaciones de las baterías convencionales en cuanto a densidad energética, tiempo de carga, peso, volumen y efecto memoria.

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l pasado 9 de septiembre de 2016, el gigante tecnológico Chint Group presentó públicamente en Hangzhou los avances de la tecnología de estas baterías de polímero de grafeno fruto de la empresa Grabat Energy, con quien colabora estrechamente. En dicha presentación, se habló de los diversos avances en tecnologías energéticas y sobre cómo se está dando un paso más hacia adelante en la mejora de los sistemas de almacenamiento. El secreto de la alta densidad energética de las baterías de Grabat Energy es el uso de materiales con mayor densidad tanto en el cátodo como en el ánodo. El cátodo de polímero de grafeno aporta una capacidad superior a 500 mAh/g, comparado con LiFePO4, que no llega a los 200 mAh/g. En cuanto al ánodo, las baterías de Li-ion cuentan con grafito que aporta una capacidad teórica de 372 mAh/g, mientras que las baterías de polímero de grafeno utilizan un ánodo con una capacidad de 3.860 mAh/g. Estas diferencias entre las capacidades de los materiales electródicos es una de las causas de la alta densidad energética que garantiza esta tecnología. Se estima que para gran cantidad de aplicaciones masivas, la densidad energética final de estas baterías no descienda de 700 Wh/kg, un dato completamente disruptivo comparado con las actuales de Li-ion, que aportan 150 Wh/kg. Otro de los factores críticos que preocupa hoy en día es la seguridad. Ejemplos de baterías de teléfonos móviles en el mercado causando explosiones, de incendios en vehículos eléctricos… hacen que tor-

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nemos nuestros esfuerzos en desarrollos de almacenamiento energético de mayor seguridad. Grabat Energy presentó en Hangzhou un vídeo en el que se punzaba una celda mientras se encontraba en funcionamiento normal de 0,1 C de descarga. Después, la celda se abría exponiendo los componentes internos, aportando en todo momento la corriente demandada por el ensayo. Desde Grabat Energy se quiere reiterar que se están ultimando las tareas de optimización de proceso y que estos ensayos se realizarán en sucesivas fases de desarrollo en base a normativa. Sin duda, son pasos firmes en un desarrollo complicado. Una gran noticia para la seguridad de nuestro futuro. Actualmente, Grabat Energy se encuentra en una fase de industrialización. La fabricación de celdas de baterías a nivel global siempre se ha centrado en países como Japón, Corea y China pero, debido al futuro despliegue de la movilidad eléctrica, se empiezan a ver movimientos en pos de trasladar las instalaciones de fabricación a Europa. El principal problema es que el know-how de fabricación es un secreto guardado con recelo por la industria asiática y conlleva un gran esfuerzo en

desarrollo interno por parte de la industria europea. En este ámbito, Grabat Energy lleva su proceso de industrialización en 5 fases: Fase 1. Replicación de la tecnología en escala industrial. Se trata de conseguir los mismos resultados aportados por la química en laboratorio dentro de un prototipo de pouch cell industrial. Fase 2. Optimización del proceso y producto. Se trata de ajustar espesores y capas, así como la fabricación de las mismas para llegar a un producto comercial. Fase en la que se encuentra actualmente. Fase 3. Ensayos abusivos. Se trata de realizarle a los productos derivados de la fase 2, unos ensayos abusivos con el fin de caracterizar el producto en un marco amplio de escenarios. Fase 4. Preserie. Se trata de una fase en la que se entregan celdas a terceros y se les asiste en un proceso de integración dentro de sus productos. En esta fase se realizan los ensayos de homologación y normativos. Fase 5. Comercial. Se trata de la fase final donde se realizarán los últimos ajustes a la tecnología que se lanzará al mercado con garantías y servicio posventa. Graphenano y Grabat Energy defienden una política proteccionista de la información debido al gran impacto que tendrá su tecnología en los sectores de la automoción y la aeronáutica. Uno de los mayores principios del grupo es que esta tecnología innovadora esté al alcance de todos, a pesar de posibles intereses de otras entidades energética

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TECNOLOGÍA REVOLUCIONARIA AL ALCANCE DE TODOS www.grabat.es

Empresa productora de celdas de polímero de grafeno para baterías de última generación. Grabat Energy cuenta con el apoyo empresarial del grupo CHINT, multinacional china líder en la fabricación de material eléctrico de baja tensión.

BIOMASA VS. GAS-GASOIL AVEBIOM (ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE VALORIZACIÓN ENERGÉTICA DE LA BIOMASA)

Bioenergía en Europa se traduce como empleo e innovación No será posible alcanzar los objetivos climáticos y energéticos europeos para 2030 y 2050 sin aumentar el uso de la bioenergía

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ncontrar una manera sostenible de creación de crecimiento y empleo es hoy una prioridad para España y la UE. Nuestras economías están perdiendo competitividad en un mundo cada vez más globalizado, y el cambio climático se ha convertido en un problema alarmante que está marcando las políticas europeas y lo hará más aún tras la ratificación de países como China y Estados Unidos del Acuerdo de París. En la lista de cinco prioridades clave para la Unión Europea, el presidente de la Comisión, Jean-Claude Juncker, expresó su voluntad de hacer de la UE el número uno en el mundo en las energías renovables. Para lograr este objetivo, el sector de la bioenergía tendrá que desempeñar un papel destacado. De hecho, hoy ya representa más del 50% del consumo de energía renovable de la UE. El calor y electricidad a partir de biomasa ascendieron a alrededor de 85,5 Mtep en 2012 y deberá llegar a 110 Mtep en 2020, de acuerdo con los Estados miembros. En este contexto, no será posible alcanzar los objetivos climáticos y energéticos europeos para 2030 y 2050 sin aumentar el uso de la bioenergía. Al lado de este papel único en el futuro mix energético europeo, la biomasa ofrece también ventajas considerables en lo que respecta a las prioridades de seguridad e independencia energética, la asequibilidad para los ciudadanos y la sostenibilidad de la UE. Además de la importantísima creación de empleos y el crecimiento de la economías locales, que es vital para muchos de los Estados

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miembros, como es el caso de nuestro país. Desde AVEBIOM, la Asociación Española de Valorización Energética de Biomasa, como miembros de la Junta Directiva de la Asociación Europea de Biomasa –AEBIOM-, tratamos de demostrar día a día a la sociedad europea que el crecimiento y los objetivos de empleo no están en contradicción con el medio ambiente y cambio climático, sino al contrario, se refuerzan entre sí. Nuestro sistema energético actual, basado sobre todo en uso de combustibles fósiles importados, es muy costoso, contaminante y responsable de desvío de fondos importante a terceros países. La transición hacia un sistema de energía alternativo basado en fuentes de energía renovables es necesaria por la insostenibilidad del sistema actual. El sistema energético actual se basa en combustibles fósiles importados, lo que nos conduce a una importante fuga del PIB. Hoy en día, la Unión Europea gasta más de mil millones de euros cada día en la importación de energía, lo que supone casi una quinta parte de las importaciones. Si la UE lograse sus objetivos para las energías renovables en calefacción y refrigeración (21,4% en 2020 de acuerdo con las proyecciones de los Estados miembros), ya estaríamos reduciendo la importación de gas por el equivalente de 28,7 Mtep anuales en 2020. Teniendo en cuenta la media los precios de importación, los ciudadanos de la UE se ahorrarían alrededor 9.600 millones de euros. En lugar de ser pagados a terceros países, estas cantidades podrían reinver-

tirse en las industrias de la UE, generando puestos de trabajo locales y fomentando el crecimiento sostenible de nuestras economías. Además, ya que las importaciones de la UE proceden de terceros países (87% del petróleo, el 44% del carbón y el 66% del gas natural en 2014) nuestra influencia geopolítica está siendo socavada por esta dependencia, como vemos cada día con los conflictos internacionales como la crisis entre Ucrania y Rusia. Y, por otra parte, comprobamos que nuestro mix energético no está alineado con los objetivos sobre clima y energía de la Unión Europea, pues aún se basa en el uso de combustibles fósiles tradicionales, emitiendo grandes cantidades de CO2. Desde AVEBIOM no nos cansamos de manifestar y reiterar que nuestro sistema energético actual basado en combustibles fósiles debe ser modernizado teniendo en cuenta las realidades de hoy en día. Apoyarnos en el uso de las fuentes de energía locales y renovables disponibles en la UE, como la biomasa, contribuye a la creación de puestos de trabajo, la actividad económica, las inversiones en investigación, así como al desarrollo e innovación (I+D+i). La UE es un líder en tecnologías renovables, pero las inversiones en estas energías se han reducido a la mitad en tan sólo cuatro años, pasando de 120.000 millones de dólares a 65.000 entre 2011 y 2014. Mientras tanto China nos ha adelantado llegando a inversiones superiores a 80.000 millones en 2014. Esto se debe, entre otras razones, a la falta de un marco político sólido en la UE con medidas políticas estables energética

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BIOMASA VS. GAS-GASOIL

que favorezcan la innovación para mantener el liderazgo de Europa y crear puestos de trabajo estables. Bioenergía, un recurso de valor añadido y empleo Desde la entrada en vigor de la Directiva de Energía Renovable en 2009, que puso objetivos para las energías renovables, se ha notado un importante flujo de inversiones en bioenergía en Europa. Parece obvio que cualquier inversión conduce a la creación de empleo, sin embargo, el correspondiente número de puestos de trabajo y el valor añadido varía significativamente de un sector a otro. A la hora de producir energía, la biomasa implica más empleo que los combustibles de origen fósil. Se crean dos veces más empleos que en las actividades de producción de gas natural, y 60 veces más en operación, mantenimiento y suministro. Además de ser más numerosos, estos puestos de trabajo se generan principalmente dentro de la UE, que no es el caso de los combustibles importados, que los puestos de trabajo se generan junto a los pozos petrolíferos y de gas. En Europa, casi 1,2 millones de personas trabajan en el sector de las energías renovables, de los cuales el 43% está empleado en el sector de la bioenergía, que ya en 2012 contaba con 494.000 puestos estables. La bioenergía es un sector muy descentralizado, compuesto principalmente por PYMES. De acuerdo con la Comisión Europea, el 85% de los nuevos empleos de los últimos cinco años se generaron en las pequeñas y medianas empresas, que también representan el 99% del total en la UE. Por esto, las PYMES europeas deben desempeenergética

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ñar un papel fundamental en la transición energética hacia el crecimiento, la competitividad y la creación de empleo. Destacamos en la cadena de valor de la biomasa tres nichos de empleo por su contribución directa e indirecta al PIB: la producción de combustibles de biomasa, la instalación de equipos y la operación y mantenimiento de las instalaciones. Además, los trabajos del sector bioenergético son locales y, a menudo con base en las zonas rurales, que sufren altas tasas de desempleo. Esto contribuye claramente a aumentar la actividad económica de estas zonas. En el sector primario, actividades vinculadas a la movilización de la biomasa, madera, leñas, podas,… En el sector secundario, asociado a la utilización de la biomasa hay una gran variedad de actividades que están generando nuevos empleos en la puesta en marcha y en el funcionamiento de las instalaciones de calefacción urbana, fábricas de equipos, de estufas y calderas, la industria auxiliar, fábricas de pellets y otros biocombustibles, centros logísticos y transporte. Y dentro del sector terciario incluye todo tipo de servicios relacionados con el apoyo del uso de la biomasa y la oferta: gestión forestal, ingeniería, bancos, seguros, contabilidad o asesoría, la investigación y el comercio de materias primas son algunos ejemplos. Bioenergía, una fuente de innovación El uso de biomasa ha evolucionado mucho a lo largo de los años y se han desarrollado diferentes tipos de tecnologías para lograr un uso más eficiente y limpio. Los gráficos que acompañan este artículo muestran la evolución de la eficiencia de las estufas y de calderas de biomasa, así como su evolución en la reducción de emisiones de CO.

El pellet ha sido una innovación importante en las últimas décadas. La peletización de madera produce un combustible sólido homogéneo que presenta numerosas ventajas en comparación con el inicial de la materia prima: alto poder calorífico, baja contenido de humedad, mayor densidad, bajo contenido de finos, etc. Esto aporta una logística eficiente y una combustión muy eficiente con muy bajas emisiones. Estos beneficios explican el notable crecimiento del sector de pellets: su producción se ha multiplicado por diez en la última década. La producción en la UE es actualmente de alrededor de 14 millones de toneladas de pellets anualmente, y consume alrededor de 19. Cerca del 60% se utiliza en aparatos de calefacción domésticos y comerciales. La producción en España superó ya las 550.000 toneladas de pellets en 2015, de los que más del 85% tenían certificado ENplus. Es un hecho que el sector de la bioenergía está en continua evolución e innovando. Algunas innovaciones están actualmente desarrollándose, tales como biorrefinerías (con un importante futuro en la eficiencia energética y el uso de diferentes materias primas renovables), la micro-cogeneración con biomasa (producción combinada de calor y electricidad a partir de biomasa que evita las pérdidas de la distribución eléctrica) o la torrefacción (con importantes ventajas en la eficiencia en la combustión y en la logística), y todas ofrecen oportunidades prometedoras para el futuro. Sin embargo, hay un amplio espacio para el desarrollo. La I+D+i es necesaria para mejorar el rendimiento y la integración de sistemas, reducir los costes, además de desarrollar tecnologías de reducción de emisiones y cubrir la demanda de calor para los procesos industriales

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BIOMASA VS. GAS/GASOIL MARTA MARGARIT SECRETARIA GENERAL SEDIGAS (ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DEL GAS)

Ventajas del gas natural

para uso doméstico e industrial El gas natural es una energía limpia, abundante, eficiente y disponible para el uso directo por el consumidor, tanto en su vertiente doméstica (calefacción y agua caliente sanitaria) como industrial. Asimismo, tiene un gran potencial y un papel relevante en la disminución de emisiones de gases en el sector transporte.

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or otro lado, la tecnología de los ciclos combinados es la más eficiente y eficaz de entre aquéllas utilizadas como fuente de respaldo a las energías renovables en la generación eléctrica. Así, el gas natural, en todas sus formas de utilización, se erige como un eficiente aliado para disminuir las emisiones de CO2 a la atmósfera y la contaminación ambiental, constituyéndose así en un combustible imprescindible en el mix energético en la lucha contra el cambio climático y la mejor calidad del aire que respiramos. Impacto del sector transporte en la calidad del aire El tráfico rodado es una de las actividades humanas que genera mayores emisiones de gases contaminantes a la atmósfera por sus emisiones de óxidos de nitrógeno y CO2. La gran cantidad de vehículos que circulan por nuestras carreteras ha llevado a las grandes capitales españolas a incrementar sus esfuerzos para reducir la contaminación ambiental producida por éste y su impacto sobre la salud. Si tomamos como ejemplo la ciudad de Madrid, el ayuntamiento de la capital lleva años sustituyendo los autobuses de gasoil de la Empresa Municipal de Transportes (EMT), por otros impulsados por gas natural. El 40% de los autobuses municipales de Madrid se mueven, a día de hoy, con este combustible. Esta cifra se incrementará al 50% en los próximos meses, según fuentes de la EMT. El dato es importante si tenemos

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en cuenta que el 15% de la contaminación que genera la movilidad urbana procede de los autobuses públicos. Las grandes ciudades españolas están apostando ya de una forma definitiva por el transporte urbano a gas natural. Incidencia de las emisiones contaminantes sobre la salud La contaminación del aire causa 6,5 millones de muertes prematuras al año, según el informe publicado recientemente por la Agencia Internacional de la Energía ( AIE ) basado en nuevos datos de las emisiones contaminantes en 2015 y proyecciones hasta 2040. La contaminación del aire es el cuarto riesgo más grande para la salud humana, con 3,5 millones de muertes prematuras vinculadas a la pobreza energética debido a la utilización de biomasa para cocinar y queroseno para la iluminación, señala el estudio. Sólo en las ciudades, 3 millones de muertes prematuras están relacionados con la contaminación del aire exterior. Este problema podría disminuirse con una estrategia de calidad del aire bien diseñada que tendría importantes beneficios colaterales sobre el acceso a la energía y el cambio climático. Localidades más contaminadas y posibles medidas a adoptar En España, cabe destacar tres tipos de zonas donde el problema de la contaminación es más grave: • Grandes áreas urbanas con una ciudad central de, al menos, 50.000 habitantes

y ciudades adyacentes a su alrededor con población total mayor de 200.000 habitantes y actividad industrial. Las más afectadas son las ciudades y zonas de influencia de Barcelona, Bilbao, Madrid, Sevilla y Valencia. • Grandes ciudades de más de 100.000 habitantes que, históricamente, han tenido desarrollo basado en la industria. Es el caso de: Algeciras, Cartagena, Elche, Gijón, Huelva, Sabadell, Tarragona, Tarrasa y Vigo. • Pequeñas y medianas ciudades, altamente industrializadas, con más de 20.000 habitantes. Como criterio simplificador que permitiera establecer un conjunto de ciudades que respondiera a alguna de las características arriba descritas, se podrían contabilizar todas aquellas localidades de más de 20.000 habitantes con una densidad de población mayor de 260 hab/km2. Esto representa el 3,6% de los municipios, que alojan el 58,8% de la población española. En estas poblaciones convendría tomar medidas para mitigar las emisiones a la atmósfera lo que, para usos de calefacción y producción de agua caliente, pasaría por promover el uso del gas, en detrimento del carbón, la biomasa y el gasóleo, porque las emisiones contaminantes producidas por estos combustibles (según los casos, material particulado, compuestos orgánicos volátiles, óxidos de nitrógeno, óxido de azufre) son muy superiores a las producidas por los combustibles gaseosos energética

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CALDERAS RTB ! 0 l > BIOKIMA presenta las calderas de pellets RTB. De fabricación danesa, el fabricante NBE PRODUCTION tiene el 70% del mercado danés. Las principales características de estas calderas son: • Limpieza automática de la caldera, con aire a presión suministrado por compresor incluido en el suministro. • Extracción automática de cenizas. Retirada cada 2 toneladas de combustible consumido gracias al cenicero de gran capacidad. • 90 Pasos de modulación. Potencia exacta necesaria en cada momento, traducido en ahorro de combustible. • Gestión a través de Internet por el usuario, con actualizaciones cons-

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tantes y monitorización por el instalador desde el puesto de trabajo. Accesible a través de la página web www.stokercloud.dk. Menú electrónico intuitivo, con ayudas en display. Gestiona calefacción y ACS de forma independiente, sistema solar, regulación en función de la temperatura exterior, registro de operaciones, gráficos, etc. Mantenimiento y limpieza sencillos. Potencias disponibles 10, 36, 30, 45 y 80 kW. Posibilidad de conexión de hasta 8 equipos en cascada. Carga de combustible con pretolva anexa ó mediante sistema de aspiración.

Y todo ello con precios realmente económicos. Lo más valorado por los clientes son las prestaciones automáticas de la caldera y saber que el instalador profesional tiene monitorizada la caldera ante cualquier problema.

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Nuevas Hargassner ECO-HK/PK de 150 y 200 kW El fabricante de calderas de biomasa Hargassner, con más de 85.000 calderas instaladas de toda Europa, inició hace 3 años el proceso de renovación de sus equipos con el lanzamiento de la revolucionaria caldera ECO-HK 20-60 kW. Ese mismo año, esta caldera recibió el premio Energie Genie por sus innovaciones técnicas, que convertían dicho modelo en la caldera de vanguardia del sector. Algunas de sus innovaciones más reseñables consistían en: • Nueva parrilla doble con trituración de costras • Recirculación de humos integrado

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• Válvula antiretorno de llama con forma de Z • Ventilador de tiro forzado EC • Limpieza automática de todos los pasos del intercambiador • Control de la combustión con monitorización del nivel de brasas Desde ese año, Hargassner se ha esforzado en llevar toda esa tecnología a todas las calderas de su catálogo, proceso que culmina en 2016 con el lanzamiento de estas nuevas ECO de 150 y 200 kW. Estos modelos se presentan en dos versiones, ECO-PK, con sistema de aspiración, y ECO-HK, la versión policombustible.

Gracias a estas innovaciones, todas las calderas HARGASSNER ECO son capaces de certificar unas emisiones de partículas inferiores a 20 mg/m3 y de CO inferiores a 10 mg/m3.

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Nueva caldera de condensación ecoTEC exclusive La caldera de condensación más avanzada del mercado. Cuenta con el sello y modo Green iQ de Vaillant La nueva ecoTEC exclusive de Vaillant es la mejor caldera de la historia de la marca alemana. Disponible en modelos realmente potentes en 30, 35 y 43 kW, proporciona caudales de agua caliente de 17, 20 y 25 l/min con un salto térmico de 25 grados y con una estabilidad increíble, gracias a un intercambiador de placas sobredimensionado y con una gestión impecable. Es la primera caldera de la marca alemana que cuenta con el novedoso y único sello Green iQ de Vaillant, que indica que los productos que lo inclu-

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yen ofrecen la máxima sostenibilidad y eficiencia, y llevan integrada la conectividad, que permite controlar la caldera desde cualquier lugar al colocar el control multiMATIC 700. Pero, el sello Green iQ es algo más que una imagen, es un modo de funcionamiento que viene preajustado de fábrica y garantiza que la caldera funcione en el rango más óptimo de condensación. Con una modulación 1:10 en calefacción (la versión sólo calefacción de 21 kW ofrece una modulación hasta 1:13), se ajusta a cualquier instalación ayu-

dando a proporcionar el mayor confort con el mínimo consumo. Junto con el control multiMATIC 700 se consigue una calificación A+ de la instalación sin necesidad de controlar diferentes zonas de calefacción. Y, si se quieren controlar temperaturas diferentes, el sistema se puede ampliar fácilmente con control de zonas independientes. Además, la caldera incorpora el módem VR 900 para gestión de la instalación de forma remota.

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10a Cumbre Internacional de Concentración Solar Termoeléctrica

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CSP Today Sevilla 2016 9-10 Noviembre 2016 • Sevilla, España

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Guía para los 8 Céntimos Por kWh: Optimiza La Tecnología Para Competir en la Industria Moderna de la CSP

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Puntos clave de la agenda de 2016: • DELEGACIONES DE TODOS LOS RINCONES DEL MUNDO –desde China, hasta la región de MENA, Sudáfrica y toda Europa– conectan con la élite de la energía termosolar de concentración bajo un mismo techo • ESTUDIO DE CASOS REALES: Descubre qué innovaciones y prácticas empresariales llevadas a cabo por promotores y firmas de EPC (ingeniería, provisión y construcción, por sus siglas en inglés) generan una reducción del costo nivelado de energía (LCOE) en proyectos reales • PROGRESOS EN LA TECNOLOGÍA Y LA INGENIERÍA APLICADOS AL COMERCIO: Ponte completamente al día en las últimas tecnologías y nuevos actores importantes de los que se hará un avance en la CSP Today para mejorar tu competitividad • TORRES DE ENERGÍA EN SALES FUNDIDAS: Obtén un manual completo sobre cómo desarrollar, diseñar y operar de forma exitosa la tecnología más prometedora de la CSP en base a proyectos comerciales reales • GUÍA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (O&M): escucha a expertos del ámbito de la operación y el mantenimiento de las distintas tecnologías de la CSP y aumenta tu competitividad

Lista Rápida de Estadísticas de CSP Today Sevilla 2016:

300+

25+

5

Asistentes Sénior

Patrocinadores y Expositores

Continentes Distintos

NETWORKING

PREMIOS

Temas de cruciales para el ámbito empresarial y oportunidades fructíferas de debate y networking

Entrega de premios en la cena de gala más prestigiosa

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LA CUOTA DE MERCADO DE LA ENERGÍA TERMOSOLAR DE CONCENTRACIÓN CONTINUA EN UNA TRAYECTORIA DE CRECIMIENTO DURANTE EL 2016 Una combinación atractiva de avances tecnológicos, mejoras en la manufacturación y de reducción de costos de instalación ha vuelto a despertar interés en la energía termosolar de concentración a escala global.

También vemos un interés creciente en la termosolar por parte de los mercados de América Latina, concretamente de Argentina, Chile y México, donde hasta ahora el foco de atención han sido los proyectos de demostración, las plantas híbridas fotovoltaicas y termosolares y los ISCC.

Desde los Emiratos Árabes Unidos a Namibia y Chile, los países con buena radiación solar y estrategias para la diversificación de la energía ven, cada vez más, el valor de la termosolar.

Arabia Saudí, por otro lado, ha decidido proceder con tres estaciones de ISCC y ya ha iniciado las construcciones de dos de ellas. Las ISCC de Duba 1 y Waad Al Shamaal, actualmente desarrolladas por Saudi Electricity Company, han sido premiadas con contratos de llave en mano con Initec Energia y GE respectivamente.

A día de hoy la capacidad instalada de termosolar ha alcanzado los 5000 MW en el mundo, en comparación a los 4600MW de hace un año, de acuerdo con el CSP Today Global Tracker.

TECNOLOGÍA TERMOSOLAR

JUNIO 2015 (MW DE ELECTRICIDAD)

JUNIO 2016 (MW DE ELECTRICIDAD)

TORRE OPERACIÓN

499

617

CONSTRUCCIÓN

366

643

DESARROLLO

561

1,068

El cuerpo gubernamental del país, ha lanzado recientemente una oferta a consultores técnicos, financieros y legales con el fin de obtener asesoramiento para el nuevo programa.

PLANTA TERMOSOLAR CILINDROPARABÓLICA

3,965

4,155

CONSTRUCCIÓN

601

584

DESARROLLO

875

1,120

OPERACIÓN

172

168

CONSTRUCCIÓN

59

134

DESARROLLO

121

165

OPERACIÓN

Sin embargo, ha habido más entre bastidores. Según consta, la ciudad de Rey Abdalá para la Energía Atómica y Renovable (K.A. CARE) se ha propuesto obtener 3500 MW de energía renovable (incluida la termosolar) para los siguientes 3 – 5 años.

La competencia se intensifica Mientras tanto, Sudáfrica sigue adelante con su estrategia renovable ya que parece garantizar el suministro de energía para la nación. La ronda 4.5 de la licitación del país ha visto competir a siete proyectos de termosolar por 450 MW de potencia. Se espera que se anuncie al consorcio ganador a lo largo de las siguientes semanas.

FRESNEL

Fuente: CSP Today Global Tracker, Agosto 2016

Instalaciones globales de termosolar: junio 2015 vs junio 2016 Resurrección del mercado Los primeros seis meses de 2016 han traído consigo una serie de novedades importantes en lo que respecta a mercados emergentes de termosolar. Dubai, el segundo emirato más grande de Emiratos Árabes Unidos, ha desvelado un plan muy prometedor para emplear 1000MW de energía termosolar de concentración en 2030. Este plan dará comienzo con un proyecto basado en un sistema de torre eléctrica de 200MW. Asimismo, China apunta a un target ambiguo para el desarrollo de 10GW de capacidad de termosolar a lo largo de los siguientes 5 años. El país se encuentra a punto de anunciar un sistema de tarifas de alimentación que se espera que ronde los 1,1 yuanes renminbi por kWh (0,17$/kWh).

En lo que respecta a julio de 2016, Sudáfrica ha licitado 1050MW de termoeléctrica bajo el Programa de Contratación de Productores Independientes de Energía Renovable (REIPPPP, por sus siglas en inglés). Dichas ofertas implican significantes reducciones en la tarifa a lo largo de las primeras tres rondas y bajan el precio medio de licitación de 268,6 céntimos de Rand sudafricano (ZAR) por kW la hora a una suma muy baja de 146,0 cént. de ZAR /kWH (de 19 a 10 céntimos de dólar estadounidense por kWh), de acuerdo con el Grupo del Banco Mundial. Mientras la diferencia entre tarifas de energía termosolar (CSP) y fotovoltaico continúa viniéndose abajo, la apuesta por la CSP continúa en crecimiento de cara a las empresas de suministro. Pero, ¿cuánto podrá bajar el precio de licitación? Dubai Electricity & Water Authority (DEWA) lo ha dejado claro al asegurar una tarifa segura de alrededor de 8 cént. de dólar/kWh para esta primera planta

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de energía termosolar de concentración. Con este fin, los actores clave a escala internacional del ámbito de la CSP han dado prioridad a determinados factores con el fin de recortar costos y aumentar la competitividad. Sea mediante el abastecimiento de componentes, la expansión del almacenamiento de la energía térmica o mediante la reorganización de las estrategias de mantenimiento, la reducción del LCOE de la termosolar se encuentra en pleno apogeo.

Foco en la reducción de costos Además, IRENA espera que la anchura de apertura de los sistemas cilindro-parabólicos aumente de 7,5 a 10 metros en 2025, lo cual llevará a una disminución del coste capital debido a un menor número de recolectores para una misma área de apertura. En cuanto a la tecnología de torres, la agencia predice una mejora en la reflectividad de heliostatos así como en receptores más eficientes que resultará en temperaturas de funcionamiento más elevadas y en una reducción de costos. Estas prometedoras vías de reducción de costos se encontrarán entre los principales temas debatidos en la 10.ª edición de la cumbre de CSP Today Sevilla. Con fecha de 9-10 de noviembre de 2016, la cumbre abordará los mercados más activos de energía termosolar de concentración, entre los que se encuentra China, Arabia Saudí, Marruecos, Sudáfrica y mercados emergentes con mucho potencial en América Latina. Esta quedada anual de dos días también proporcionará información sobre los primeros datos operacionales del proyectos destacados como Noor I, así como sobre la primera planta de termosolar de gran escala de China (Qinghai Delingha de 50 megavatios) y sobre las plantas Noor II y III de Marruecos las cuales, junto con Noor I, forman el mayor complejo de CSP del mundo.

Con la participación de pioneros de la industria como SolarReserve, TSK, Sener, Ingeteam, Torresol Energy, ESTELA y CENER así como de proveedores clave como Rioglass y Skyfuel, CSP Today Sevilla te permitirá jugar con ventaja en el mercado, conocer a tu nueva ola de clientes y conocer más acerca de la demanda energética.

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PONENTES EXPERTOS

B U S I N E S S

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Ponentes Expertos hablando en CSP Today Sevilla 2016 PONENTES

Belén Gallego Director of Strategy and Sales ATA

Senior Speaker MASEN

Luis Crespo President Estela

Javier Cenzano

Borja Valero Director of Construction SolarReserve

Eduardo Zarza Head of Solar Thermal Systems Ciemat-PSA

Director Engineering Tamoín

Fernando Villanueva Baschwitz Project Management and Construction SolarReserve

Ana Bernardos Senior Researcher

CENER

Marwan Chaar Director of Project Development Glasspoint

Jeroen Van Schindjel Head of Sales and Marketing Rioglass

Sergio Relloso Solar Business Unit Sener

Speaker TBC Skyfuel

Raúl Mendoza Director Gemasolar Torresol Energy

Speaker TBC CENER

Santiago García CTO Renovatec

Xavier Lara Services Director Empresarios Agrupados

Juan Manuel Vizcaíno Director O&M TSK

Lina Wang Business Development Director Rayspower Energy Group

Egoitz San Miguel Director Business Development Ingeteam

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Zaafir Waheed CEO Zed Solar

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OTRAS RENOVABLES | GEOTERMIA MANUEL QUILIS RESPONSABLE TÉCNICO DE PROYECTOS DE INSTALACIONES Y PROYECTOS EFICIENTES (IPE)

Geotermia de ciclo abierto

para una nave industrial de alta calificación energética en Massalfassar, Valencia Hegoplac, empresa valenciana ubicada en Massalfassar especializada en la producción de matrículas para vehículos, ha optado, para sus nuevas instalaciones en el Polígono Industrial La Estación por una instalación basada en bomba de calor geotérmica de ciclo abierto para cubrir la demanda de climatización, tanto calefacción como refrigeración, tanto en oficinas como en parte de las salas de fabricación en planta, además de la producción de agua caliente sanitaria.

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esde un principio, uno de los objetivos que se marcó Hegoplac para sus nuevas instalaciones era que se ajustase a altos estándares en cuanto a eficiencia energética. De este modo, la nueva nave cuenta con una envolvente térmica adecuada para cumplir la limitación de la demanda energética marcada por el CTE-HE1, para poder así alcanzar el bienestar térmico dentro del edificio en función del clima donde está ubicado el edificio, del uso previsto y del régimen de verano y de invierno. Para la realización del proyecto y ejecución de la instalación geotérmica Hegoplac contó con Instalaciones y Proyectos Eficientes, empresa de referencia para instalaciones de climatización de alta eficiencia energética en la Comunidad Valenciana. Por la ubicación –el nivel freático está a unos pocos metros de la cota cero– así como los ahorros en costes de instalación que supone, la empresa propuso un sistema de ciclo abierto, una alternativa con grandes ventajas, pero aún poco extendida para este tipo de aplicaciones en nuestro entorno. Como se ha mencionado, los sistemas de ciclo abierto permiten abaratar sensiblemente el presupuesto de ejecución en comparación con los sistemas geotérmicos con sondas verticales, ya que reducen los costes de perforación, que suponen el mayor sobrecoste en las instalaciones basadas

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en bombas de calor geotérmicas, una barrera de entrada comercial importante para el desarrollo de este tipo de soluciones en España, sin penalizar el rendimiento. Instalación de climatización y producción de ACS La nave industrial tiene una superficie de 1.400 m2 y está ubicada en una parcela de 3.828 m2, por lo que se optó por ubicar los pozos en la parte de fuera de la nave. La instalación geotérmica consta de dos pozos separados por 50 metros entre sí. De uno de los pozos se extraerá el agua y se hará pasar por el intercambiador de calor, que estará ubicado en la sala de máquinas. Una vez hecho el intercambio el agua se hará circular hacia el segundo pozo, que en este caso será de inyección. Este agua en ningún momento entra en contacto con la bomba de calor geotér-

mico, simplemente se hace circular como circuito primario por el intercambiado de titanio y allí intercambia calor con el circuito secundario, que ya será el que entre en la bomba de calor geotérmica para, una vez allí con la activación de esta bomba, se produzca el salto térmico deseado para tener una temperatura de confort en las oficinas tanto en verano como en invierno. Gracias a la utilización de un circuito primario y otro secundario, el agua que se extrae del pozo nunca entra en contacto con la bomba de calor geotérmico, lo que evita que pueda haber problemas por la calidad del agua, etc. Con esta instalación de energía geotérmica de ciclo abierto se cubre el 100% de la demanda de climatización y la producción de agua caliente sanitaria. Se necesitaba una potencia de 25 kW para cubrir la demanda de calefacción y una potencia de energética

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OTRAS RENOVABLES | GEOTERMIA

100 kW para cubrir la de refrigeración. Por esa razón se optó por una bomba de calor geotérmica de Ecoforest, modelo ecoGEO 100 HP3, cuya potencia fuera de 100 kW, con un COP (rendimiento en calefacción) entre 4,6 – 5 kW y un EER (rendimiento en refrigeración) de 5,5 – 6,5 kW, y con un compresor Inverter. Tras el estudio económico realizado se consigue un tiempo de retorno de la inversión de menos de 2 años, ya que con esta instalación conseguimos unos ahorros anuales en consumo de alrededor de un 60-70%. Y, además, no solo se consigue ahorrar en consumo, sino que también la reducción de emisiones de CO2 es muy importante, alrededor de un 50% de emisiones de CO2 evitadas. Algunas de las ventajas que conlleva ejecutar este tipo de instalación son las siguientes: además de los importantes ahorros económicos y la reducción de emisiones de CO2 antes mencionados, tiene

un nulo impacto visual, ya que todos los elementos de la instalación se encuentran enterrados o dentro del edificio ubicados en salas de máquinas. También se trata de un sistema integral en el que con una sola fuente de energía renovable cubrimos la demanda de climatización y la producción

de ACS, con las ventajas que ello conlleva. Y el mantenimiento de estas instalaciones es mínimo, además de tener una larga vida útil. Con todo esto conseguimos una nave industrial con una alta calificación energética, y una imagen de empresa más respetuosa con el medio ambiente

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OTRAS RENOVABLES | GEOTERMIA

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Premio a la mejor instalación geotérmica de la Comunidad de Madrid La Comunidad de Madrid ha distinguido al edificio de 80 viviendas promovido por la Cooperativa Arroyo Bodonal SCM con el galardón de Mejor instalación geotérmica en la construcción de un edificio de carácter privado. Las viviendas disponen de 8 bombas de calor geotérmicas de Vaillant instaladas en cascada para la climatización del edificio. Se trata del primer edificio de viviendas en conseguir la certificación Leed Platinum en Europa.

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a Cooperativa Arroyo Bodonal SCM ha sido reconocida con el Premio a la mejor instalación geotérmica en la construcción de un edificio de carácter privado de la Comunidad de Madrid, concedido por la Consejería de Industria y Economía del gobierno regional. Este es el segundo premio que recibe este edificio de viviendas este año. El primero fue concedido por ASPRIMA (Asociación de Promotores Inmobiliarios de Madrid) a la mejor iniciativa inmobiliaria de eficiencia energética de ámbito nacional y fue entregado el pasado 5 de mayo. La cooperativa ha alcanzado ya la calificación Leed Platinum, convirtiéndose de esta forma en el primer edificio de viviendas en la Comunidad de Madrid, España y Europa en conseguir esta certificación sostenible que reconoce las mejores estrategias y prácticas en la edificación. Instalación de climatización Ubicada en la localidad madrileña de Tres Cantos, frente al nuevo Parque Norte y un área de monte preservado, las 80 viviendas

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promovidas por la cooperativa Arroyo Bodonal se levantan sobre una superficie original de 8.017,72 m2, siendo la superficie total construida de 9.260,58 m2. Se trata de un proyecto de construcción sostenible y eficiencia energética, con hasta un 80% de ahorro en el consumo energético, frente a soluciones tradicionales. La promoción, de acuerdo con la regulación urbanística municipal, está compuesta por 80 viviendas de 4, 3, 2 y 1 dormitorios, 71 de la cuáles son libre y 9 VPB de 1 dormitorio. Se completa el área con 8 locales comerciales independiente. Vaillant colabora en este proyecto, pionero en España por su ahorro y eficiencia energética, con las bombas de calor geotérmicas e integrando en el sistema de climatización sus nuevos equipos de ventilación con recuperación de calor recoVAIR. La instalación de climatización está compuesta por ocho bombas de calor geotérmicas geoTHERM, instaladas en cascada, y que son las responsables de la producción de energía para calefacción, climatización y ACS. En total, 430 kW.

El sistema de cascadas de geotermia diseñado por Vaillant, con una instalación de generación a cuatro tubos, permite a los clientes una perfecta garantía de funcionamiento, debido a su redundancia frente a cualquier adversidad, así como un incremento en el rendimiento extra que aporta el sistema, mediante su recuperación en modo refrigeración para producción de ACS de forma gratuita, lo que permite una mejora en el rendimiento global estacional. La energía geotérmica constituye la base energética del edificio, integrándose plenamente en distintas instalaciones y elementos, desde el suelo radiante hasta la provisión de agua caliente de lavadoras y lavavajillas bi-térmicos. Esto ha contribuido a mejorar la eficiencia energética, al igual que el sistema de ventilación con recuperación de calor y, aspectos tales como la orientación del edificio y la urbanización, sur-sureste; el sistema constructivo de la envolvente del edificio realizado con fachada ventilada de piedra caliza y doble aislamiento con carpintería y cristalería exterior adhoc; y el suelo radiante energética

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OTRAS RENOVABLES | GEOTERMIA

SACYR INDUSTRIAL

Viviendas unifamiliares pioneras en el uso de la geotermia La promoción de viviendas ‘Villas del Nuevo Tres Cantos’, propiedad de la Comunidad de Bienes de Villas del Nuevo Tres Cantos, es una de las instalaciones pioneras en el desarrollo de instalaciones de climatización eficientes, exclusivamente alimentadas mediante energía geotérmica para la producción de calefacción, refrigeración pasiva y agua caliente sanitaria (ACS).

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as viviendas se ubican al norte del municipio de Tres Cantos, en la Comunidad de Madrid, situada a 25 kilómetros de Madrid capital, junto a la carretera M-607, en el ‘AR Nuevo Tres Cantos’. La comunidad se compone de 21 viviendas unifamiliares adosadas, con una distribución interior en tres plantas (sótano, planta baja y planta primera) y una superficie aproximada de 315 m2 por vivienda. También dispone de una zona común destinada a albergar la sala de piscina, sala de riego, vestuarios, baños y salas de reuniones para la comunidad de propietarios. Instalación Las instalaciones ejecutadas están compuestas por 44 intercambiadores geotérmicos verticales individualizados, e integradas por 2 sondeos geotérmicos de 100m de profundidad para cada vivienda. En ellas se han instalado sondas de bucle simple en polietileno reticulado (PEXa) y tubería de 40mm de diámetro con presión nominal de 16 bar. Los sondeos se encuentran ubicados bajo la superficie del suelo dentro de cada parcela y se conectan a cada sala técnica mediante tubería en polietileno reticulado (PEXa) y tubo de 40mm de diámetro con presión nominal de 16 bar. Los intercambiadores alimentan una bomba de calor agua-agua de una potencia nominal de 12 kW por cada instalación (22 bombas de calor individuales), destinada exclusivamente para la producción de calefacción, con prioridad para la producción de ACS acumulando a 45ºC. Así mismo, la instalación ofrece la posibilidad de energética

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producir refrescamiento pasivo proveniente del enfriamiento del suelo durante los meses en los que se produce calefacción en la vivienda y se inyecta frío al terreno. Esta modalidad permite aprovechar el refrescamiento gratuito durante las primeras semanas de demanda de refrescamiento en la vivienda. Las instalaciones están diseñadas también para poder instalar en un futuro un kit de reversibilidad para producir frío de forma activa en caso de considerarlo necesario. La climatización interior de las viviendas se distribuye por suelo radiante/refrescante, consistiendo en un sistema inercial que atenúa los cambios térmicos y la sensación térmica en las estancias de las viviendas, rondando los 22ºC de temperatura interior en invierno y los 25ºC de temperatura interior en verano. Esta instalación está complementada con equipos de ventilación con recuperación entálpica, que contribuyen a la disminución de las cargas térmicas demandadas en cada estancia de la vivienda (≈ 35 W/m2 en el caso de la calefacción). Este principio permite recuperar parte de la temperatura del aire exhausto de la vivienda que es evacuado, mediante intercambio con el aire renovado del exterior de la vivienda. Estudios de apoyo y sus ventajas El dimensionado del sistema de intercambio geotérmico para grandes superficies, se debe realizar mediante un estudio pormenorizado del subsuelo, en el que hay que contrastar los parámetros geológicos, hidrogeológicos y de comportamiento térmico. Estos estudios iniciales se deben

realizar mediante la ejecución de una perforación geotérmica piloto que permita muestrear la geología encontrada a lo largo de la perforación, realizar perfiles de temperatura y realizar un ensayo de respuesta térmica (ERT) para evaluar la capacidad de transmisión térmica del suelo. Dicho parámetro define la longitud total de intercambiadores geotérmicos necesarios para poder entregar la potencia necesaria demandada por la vivienda. El dimensionado de la instalación posibilitó la optimización del campo de captación, pasando de una proyección inicial de un único intercambiador geotérmico de hasta 150m de profundidad a dos intercambiadores geotérmicos de 100m de profundidad. Este cambio permitió aumentar la potencia de climatización de cada vivienda de 9 kW en el diseño inicial, a 12 kW en el diseño definitivo, lo que provoca una mayor eficiencia del sistema a la par que un mejor comportamiento en el funcionamiento del refrescamiento pasivo. El correcto dimensionado de la instalación facilita que el sistema no tenga temperaturas extremas de funcionamiento en el lado disipación de los intercambiadores geotérmicos. De tal manera que los picos mínimos de temperatura del fluido de los sondeos durante la producción de calefacción, simulados mediante un programa específico en un funcionamiento a lo largo de 25 años, no bajan de 3ºC, por lo que no se producen temperaturas de congelación que requieran el uso de glicol en el sistema. Esto reduce el coste de mantenimiento de la instalación y un pequeño aumento de la eficiencia del sistema

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OTRAS RENOVABLES | ENERGÍAS MARINAS FRANCISCO GARCÍA PRESIDENTE DE APPA MARINA

Energías marinas, nueva

ola energética

El panorama español de las energías marinas cuenta con un tejido científico-tecnológico e industrial con capacidades para ser líderes y potenciales exportadores.

H

ay que distinguir entre la energía eólica offshore (o eólica marina) y las energías oceánicas (olas y corrientes, fundamentalmente) que son las que vamos a tratar en este artículo. Las energías oceánicas se encuentran en fase de funcionalidad y fiabilidad desde una perspectiva de desarrollo tecnológico, con el objeto de alcanzar un desarrollo comercial en el medio plazo. A las ya conocidas elevadas inversiones públicas y privadas llevadas a cabo en los últimos años, se han de añadir la redacción de normas internacionales específicas, así como la construcción de centros de ensayo a escala real en varios países (España cuenta con tres de primer nivel) y la elaboración de políticas de apoyo nacionales para el sector de las energías marinas en algunos países. Y ahora, para coordinar y liderar el desarrollo de este sector, la propia Comisión Europea ha diseñado una estrategia política denominada Blue Strategy para impulsar el aprovechamiento de los mares (Blue Economy) y, en concreto, el uso energético de los mismos como una de sus líneas prioritarias (Blue Energy).

A nivel internacional existe un número considerable de agentes (públicos y privados) participando en proyectos oceánicos y se está llevando a cabo una importante labor de investigación que nos permitirá contar en este campo de innovación con know-how y tecnología propia. Varios de estos dispositivos ya han alcanzado la madurez tecnológica en cuanto a la demostración del principio de funcionamiento a escala industrial. En España, por ejemplo, tenemos algunos de estos proyectos, tanto en el mar Cantábrico como en Canarias. Nuestro país posee un importante potencial natural para participar en el desarrollo de las energías oceánicas, principalmente en el campo de la energía undimotriz (de las olas). En los últimos años se han diseñado y construido a escala diversos sistemas para aprovechar la energía procedente del movimiento de las olas. La mayor parte de estos sistemas son dispositivos en los que la ola produce un movimiento oscilante alternativo (de arriba a abajo o de delante a atrás). No obstante, hasta el momento no ha habido muchas experiencias en mar abierto, algo esencial para conocer el com-

El dispositivo de WEDGE, qu e lleva más de dos años sin salir del agua, es arrastrado al banco de ensayos de PLOCAN

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portamiento de los diferentes sistemas y reducir los costes de la energía. Uno de los sistemas más desarrollados es el de “columna de agua oscilante”, mediante el cual se consigue la energía gracias al movimiento de la columna de agua en el interior de una estructura hueca abierta por su parte inferior. El movimiento de las olas desplaza aire alojado en la cámara interior, que es expulsado por un orificio en la parte superior donde se coloca una turbina para generar la electricidad. Es el caso de la planta de Mutriku (Ente Vasco de la Energía-EVE), la primera instalación que hay en el mundo de estas características y que está funcionando y conectada a la red generando energía de manera constante y continuada. En los cinco años que lleva funcionando, ya ha producido 1.3 gigavatios (GW), todo un hito en el ámbito internacional de las energías oceánicas. También en el País Vasco, el EVE y Tecnalia participan en el proyecto OPERA, una investigación conjunta financiada por la Unión Europea, que pretende desarrollar la tecnología necesaria para el aprovechamiento óptimo de la energía de las olas y reducir los costes de operación en el mar. Para ello se recogerán y analizarán los datos de operación del dispositivo en condiciones reales en el mar durante un mínimo de dos años y se compartirán con todos los agentes involucrados en el desarrollo de la energía undimotriz. El prototipo que se instalará es un captador del tipo absorbedor puntual basado en el principio de la columna de agua oscilante. El captador tiene la forma de una boya de grandes dimensiones (cinco metros de diámetro, cuarenta metros de alto y un peso aproximado de 70 toneladas). energética

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Marmoka-5 se trata de un dispositivo a escala que Oceantec ensayará en mar antes de saltar a la fase precomercial con la instalación de uno de gran potencia. Desde este verano, y durante todo un año, será probado en BIMEP, la infraestructura de ensayo con la que cuenta el País Vasco. El prototipo diseñado por la compañía vasca y ensamblado en Navacel es un dispositivo de baja potencia y con unas dimensiones de 42 metros de longitud y un diámetro de cinco metros, con un peso de 80 toneladas. Cuenta con un sistema de generación formado por dos turbinas ubicadas en su parte superior de una potencia nominal de 30 kW. El captador consta de tres partes fabricadas en acero, que tendrán una forma de boya vertical que contendrá el equipamiento mecánico y eléctrico capaz de generar energía mediante el movimiento de las olas. El principio de generación eléctrica se consigue gracias a que en el interior de la estructura central de la boya se crea una columna de agua, que con el movimiento desacompasado de las olas ejerce de pistón, comprimiendo y descomprimiendo una cámara de aire que queda en la parte superior. Es el mismo concepto que en Mutriku pero con forma de boya y en mar abierto. UNDIGEN+ es un proyecto emblemático desarrollado por un consorcio públicoprivado en el que intervienen empresas y organismos de investigación españoles. Liderado por Wedge Global S.L., también participan en el mismo FCC y PLOCAN. Concebido, fundamentalmente, como una instalación en la que ensayar el novedoso sistema convertidor directo de energía de las olas en energía eléctrica, lleva instalado en aguas Canarias desde marzo de 2014 con el objetivo de identificar potenciales áreas de mejora y lograr un convertidor completo de alta eficiencia y fiabilidad con aplicación comercial en el suministro inicial a islas y sistemas aislados. El dispositivo (W200) se trata de un convertidor de energía de las olas que integra un innovador sistema de generación lineal de 200 kW de potencia y está formado por tres componentes muy diferenciados: la máquina eléctrica, concebida expresamente para esta aplicación y que aporta las ventajas de su especificidad y robustez; los convertidores electrónicos de potencia, que alimentan la máquina a los niveles energética

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PLOCAN ha desarrollado un banco de ensayos en alta mar.

Dispositivo Butterfly, diseñado por la empresa Rotary Wave.

de tensión y corriente requeridos en cada momento y que sirven de sistema de evacuación de la energía eléctrica producida; y, por último, el control, encargado de regular de forma eficiente los convertidores electrónicos de potencia y de gobernar la operación completa de la planta de generación. PLOCAN, la Plataforma Oceánica de Canarias también es uno de los agentes principales en el ámbito nacional de las energías oceánicas, participando en diversos proyectos europeos y siendo, junto con BIMEP, una relevante infraestructura de ensayos en el mar. Dispone del apoyo autonómico y central a partes iguales y es un centro de referencia en el sector marinomarítimo canario. Durante los últimos meses se ha construido la instalación más relevante del proyecto: un banco de ensayos en altamar, a una milla de la costa este de la isla de Gran Canaria y fijada al lecho marino a una profundidad de 30,5 metros. Contará con una plataforma (con helipuerto, laboratorios, almacenes, torre de control, infraestructuras eléctricas y de telecomunicaciones) desde la que se controla un área de 23

kilómetros cuadrados y en la que operarán investigadores y personal técnico y se ensayarán todo tipo de dispositivos y tecnologías de aplicación marina. Creada en mayo de 2014, Rotary Wave es una startup tecnológica para ofrecer soluciones innovadoras en el ámbito de las energías oceánicas, que dispone de dos dispositivos a escala en fase demostrativa. El dispositivo Rotary, dimensionado para mares con gran potencial undimotriz, consta de un eje de acero que soporta una o varias espirales (hélice) de tubos de material plástico a cierta distancia del eje. El dispositivo Butterfly, diseñado para mares tranquilos, está compuesto por un conjunto de flotadores que hacer girar un eje al paso de la ola. En definitiva, podemos asegurar que el panorama español de las energías marinas cuenta con un tejido científico-tecnológico e industrial necesarios con capacidades para ser líderes y potenciales exportadores, pudiendo así contribuir a la creación de empleo nacional altamente cualificado. Es cierto que aún queda bastante camino por recorrer y que para alcanzar los objetivos marcados, que permitan el desarrollo del sector energético marino será necesario disponer de un fuerte apoyo a la inversión en I+D por parte de empresas y entidades públicas durante los próximos años. Y en este sentido, las Administraciones Públicas juegan un papel fundamental a la hora de establecer condiciones favorables en cuanto a procedimientos legales (simplificación de trámites y de tiempos) y a la continuidad en las inversiones en I+D+i para proyectos demostrativos

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OTRAS RENOVABLES | ENERGÍAS MARINAS JOSÉ JOAQUÍN HERNÁNDEZ BRITO RESPONSABLE DEL ÁREA CIENTÍFICO-TÉCNICA DE PLOCAN (PLATAFORMA OCEÁNICA DE CANARIAS)

Proyecto Columbus, un impulso europeo a la Economía Azul y las renovables marinas El proyecto europeo Columbus cuenta con 26 socios de 14 países, elegidos de un amplio elenco de especialidades y disciplinas, tanto del sector público como del privado. En el ámbito energético, su objetivo se basa en reducir las barreras no tecnológicas, las incertidumbres y riesgos jurídicos y administrativos que bloquean o impiden la inversiones necesarias para madurar y abaratar las tecnologías renovables marinas.

L

a Estrategia Marco de la UE para la investigación marina y marítima (COM (2008) 534), contribuye a implementar la Política Marítima Integrada de la UE a través del impulso a la excelencia en la ciencia y la innovación. Su objetivo es el de promover una economía marino- marítima próspera, sostenible y duradera. Para lograrlo, los avances en ciencia y tecnología resultan esenciales para garantizar la protección medio ambiental y explotación sostenible de nuestros mares y océanos, a la par que facilitar

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y desarrollar su potencial económico en el marco de la denominada estrategia de ‘Crecimiento Azul’. Esta resulta en uno de los componentes esenciales para garantizar los objetivos de la estrategia global de crecimiento de la UE “Europa 2020” por una economía inteligente, sostenible e integradora. En este mismo marco ‘Europa 2020’ y, a través de su iniciativa emblemática ‘Unión por la Innovación’, la Comisión Europea exige la mejora de los sistemas y metodologías que permitan la captura y transferen-

cia de conocimientos, así como, demostrar la efectividad del esfuerzo comunitario en la financiación de la Investigación y Desarrollo tecnológico. De esta forma, se podrá garantizar que las ideas innovadoras puedan convertirse en productos y servicios que lleguen a comercializarse y que, por lo tanto, contribuyan efectivamente a generar mayor crecimiento y empleo. Con estas premisas, el proyecto Europeo H 2020 Columbus, en ejecución desde marzo de 2015, tiene por objetivo contribuir a capitalizar y poner en valor los resultados de la investigación marina liderada por la UE. Para ello, el proyecto identifica ‘Knowledge Outputs’ o ‘Piezas de conocimiento transferibles’ para potenciales usuarios finales tanto en la Academia como en la Industria y la sociedad civil. Columbus crea valor medible a partir de la inversión en investigación en el ámbito de la Economía Azul. Además, explicita vacíos de conocimiento y requerimientos prioritarios para explotar el potencial de Crecimiento Azul: destapar y visibilizar el potencial pasado y actual de la investigación europea, a través de facilitar el acceso a los Knowledge Outputs (KOs) y lleva a cabo transferencia personalizada y concreta en áreas específicas como la explotación de los recursos renovables marinos, con particular atención a las energías renovables en alta mar. Para lograr sus objetivos, Columbus ha sido diseñado para gestionar de forenergética

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ma eficaz los conocimientos y realizar su transferencia y análisis de impacto, de forma medible. De este modo el proyecto se estructura en ocho paquetes de trabajo (Figura 1): Los dos primeros establecen los sistemas de gestión interna del consorcio (WP1) y consolidan la metodología de trabajo (WP2). En el paquete de trabajo 3 (WP3) el proyecto llevará a cabo un proceso para identificar las principales necesidades y demandas de conocimiento desde la perspectiva de los usuarios finales para, posteriormente, poder discriminar qué conocimientos tendrán mayor potencial de transferencia. En los paquetes de trabajo 4, 5 y 6, se realizarán hasta 3 ciclos consecutivos, durante la vida del proyecto, para la identificación concreta de los KOs (WP4), análisis y clasificación (WP5) y transferencia efectiva a usuarios finales (WP6). Finalmente, los paquetes de trabajo 7 y 8 asegurarán la comunicación y difusión de las actividades del proyecto (WP7) y su legado (WP8). El elemento central del enfoque de Columbus es operar una red de Nodos de Competencia en toda Europa (Figura 2), que constan de 9 Expertos, a tiempo completo, que, junto con los equipos de apoyo energética

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del consorcio, cubren todas las cuencas marítimas de Europa y las diferentes disciplinas o especialidades sectoriales de las actividades marino-marítimas. Su tarea es llevar a cabo transferencia de conocimientos; específicamente para acelerar y reforzar la adopción de conocimientos de investigación que tendrán un impacto en la sociedad y nuestra vida cotidiana. El proyecto cuenta con 26 socios de 14 países, elegidos de un amplio elenco de especialidades y disciplinas, tanto del sector público como del privado. Se pretende así poder abordar todos aquellos elementos de la cadena de valor del sector contando con el máximo nivel de experiencia y conocimientos previos a nivel europeo. De esta forma, Columbus consolida 9 Nodos de Competencia en ámbitos relacionados con la acuicultura, los recursos biológicos marinos, la gestión y gobernanza del espacio marítimo, el turismo, la vigilancia y observación del medio, las pesquerías, la energía y recursos físicos, el medio ambiente marino o el transporte y la logística. Esta concentración de conocimiento se apoya también en la contribución de expertos independientes y de agentes interesados en estas áreas, que aportan puntualmente sus

juicios allí donde se les requiere. Además, Columbus lleva a cabo acciones estratégicas para incrementar la visibilidad y el impacto de la investigación en los actores implicados y en los ciudadanos europeos. Otro de los aspectos relevantes del proyecto es la novedosa metodología de gestión de conocimiento generada. Esta se basa en la identificación de las necesidades de los usuarios finales y sus prioridades, conectando estas necesidades con las piezas de conocimiento transferibles. Tradicionalmente Europa ha sufrido una carencia de eficiencia en la traslación del conocimiento desde los centros de investigación al mercado, un proceso que parece tener lugar de forma espontanea, pero que sin embargo, requiere de energía, inversión, creación de canales, organización e infraestructura, todo ello en un ámbito cambiante y dinámico, donde es preciso ensayar nuevos métodos y afinar los existentes. La Figura 3 esquematiza la metodología de aplicación en Columbus que puede resumirse en tres grandes actividades: 1. Recolección del Conocimiento. Los socios y expertos del consorcio, exploran todo el universo de los proyectos

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OTRAS RENOVABLES | ENERGÍAS MARINAS

efectiva del conocimiento generado. Todo el proceso quedará registrado y presentado en Casos de Éxito.

de I+D+i financiados por la UE, desde el Séptimo Programa Marco (2007 – 2013) y del actual Programa H 2020 (2014-2020) para determinar cuales de ellos están relacionados directa o indirectamente con los sectores marino-marítimos. Una vez identificados, los proyectos se organizan y clasifican atendiendo a los 9 nodos de Competencias determinados en el proyecto. 2. Análisis del Conocimiento. Con ayuda de expertos cualificados, incluyendo a los propios coordinadores y científicos líderes de los diferentes proyectos detectados, se extraen aquellos resultados concretos o piezas de conocimien-

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to (Knowledge Outputs, (KOs) que tengan un alto potencial de transferencia. Estos KOs se clasifican en función de los 9 nodos de competencias, determinados en el Columbus, y se hacen accesibles al público, a través del portal Web: Marine Knowledge Gate (http:// www.kg.eurocean.org/). 3. Transferencia del Conocimiento: Finalmente, y dentro del ciclo de vida del proyecto, Columbus realizará una búsqueda activa de potenciales usuarios objetivos de KOs concretos, junto con los cuales, diseñará y ejecutará planes específicos de transferencia para, de este modo, garantizar la aplicación

Energías renovables marinas El impacto de Columbus llegará no sólo a los ámbitos de conocimiento establecidos en sus nodos de competencia, sino también a áreas concretas como la aplicación de las políticas ambientales en el ámbito marino (p. e. la Directiva Marco del Parlamento Europeo sobre la Estrategia Marina, la planificación del litoral, etc.). Este aspecto es esencial para el desarrollo de la Economía Azul, ya que tradicionalmente se ha puesto el mayor énfasis en el desarrollo de la tecnología como elemento clave para la explotación sostenible de los recursos renovables en el medio marino. Sin embargo, la experiencia muestra que las barreras no tecnológicas, las incertidumbres y riesgos jurídicos y/o administrativos bloquean o impiden la inversiones necesarias para madurar y abaratar las tecnologías. Especialmente en el ámbito de la energías renovables offshore es esencial disponer de procedimientos administrativos claros y rápidos, eliminar la incertidumbre e inseguridad inherente a trámites ambientales o la concatenación de permisos y autorizaciones, a veces con incertidumbres de competencias entre autoridades competentes. La problemática en cada país varía, lo cual incorpora un elemento adicional de complejidad al proceso. El proyecto Columbus, facilita pues la difusión, acceso y comprensión a potenciales usuarios finales (administraciones, industria o academia) de los resultados relevantes y más prometedores de la I+D+i realizada por la Unión Europea. Por todo ello, la importancia y el valor de proyectos como Columbus, que focalizan su actuación en la gestión de conocimiento para la creación de valor, empleo y actividad económica, un valle a menudo considerado fértil, pero que requiere de continua atención, inversión y trabajo por parte de las administraciones, con especial atención a la evolución de la necesidad y demandas sociales y económicas Más información Proyecto Columbus (Monitoring, Managing and Transferring Marine and Maritime Knowledge for Sustainable Blue Growth). H2020-GG-11. Web http://www.columbusproject.eu/

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REDES ELÉCTRICAS ÁNGEL SILOS SÁNCHEZ HV PROTECTION & CONTROL MANAGER (SCHNEIDER ELECTRIC SPAIN)

Comunicación y automatización en equipos de alta tensión EL IEC 61850 COMO HERRAMIENTA DE LA SMART GRID El desarrollo de las redes eléctricas inteligentes, conocidas también como Smart Grids, pasa por transformar los equipos de Alta Tensión en equipos inteligentes

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l concepto de red inteligente o Smart Grid abarca las funcionalidades y aplicaciones a implementar en los sistemas de energía eléctrica (SEE), con el objeto de automatizarlos, facilitar su

gestión, mejorar la eficiencia y asegurar la calidad del servicio requerido en un mundo con unas necesidades energéticas crecientes: la integración y gestión de más fuentes de energías distribuidas y renovables, el

incremento sin precedentes de la eficiencia en las redes y consumidores finales, y la mejora de la fiabilidad de las mismas. El reto tecnológico se centra en optimizar el flujo y el equilibrio entre la demanda y el suministro de la energía eléctrica y la protección de las redes eléctricas con las nuevas tipologías que se presentan. Estándar IEC 61850, herramienta de la Smart Grid El IEC 61850, de la comisión electrotecnia internacional (IEC), es un modelo de información y arquitectura de comunicaciones estándar para permitir la interoperabilidad en sistemas de automatización de la red eléctrica, que está siendo la solución más común en muchos países. Además, sus prestaciones y servicios hacen que esta herramienta sea necesaria en el desarrollo de la Smart Grid, ya que es el estándar que se diseñó para cumplir con las necesidades de la comunicación y automatización de los equipos de las redes inteligentes en los próximos años. Sus puntos fuertes son la modelización estándar orientada a objetos de los equipos que pertenecen a los SEE y los servicios de comunicación que ofrece, tanto entre equipos IEDs, (comunicación horizontal), como con órganos de supervisión y control superiores, (comunicación vertical). Modelo de datos en el IEC 61850 En la parte IEC 61850-7-4 de la norma se describe la estructura del modelo de datos, para virtualizar cada equipo eléctrico en una estructura estándar para todos ellos, basada en una descomposición de la información contenida en los equipos, median-

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REDES ELÉCTRICAS

del mercado, pero deja abierta la agrupación de los diferentes LN en grupos y subgrupos según funcionalidades del equipo, tales como Medidas, Protección, Control, Estados, etc., en diferentes LD.

te conjuntos y subconjuntos hasta llegar a la unidad. El conjunto de información que representa el equipo físico se nombra Logical Device, LD. Los Logical Nodes, LN, que son subconjuntos del LD, representan partes físicas o funcionales del equipo. Dentro del los LN se encuentran los Data Object, DO, que incluyen todos los datos que forman el LN. En un LN se tienen datos como la tensión compuesta (PPV), tensión de fase (PhV) intensidad (A), frecuencia (Hz) etc., y finalmente la estructura termina en los atributos de los datos Data Attributes, DA. Como DA de un LN se encuentra el valor de las magnitudes anteriores del DO en (V, A o Hz respectivamente), un bit de calidad (q) que representa que el valor esta dentro de los rangos definidos o validos, y un estampado de tiempo o time stamp

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El reto tecnológico se centra en optimizar el flujo y el equilibrio entre la demanda y el suministro de la energía eléctrica y la protección de las redes eléctricas con las nuevas tipologías que se presentan (t) del instante de la captura de la medida. El estándar define la estructura común de LD, LN, DO y DA para todos los equipos

Modelos y servicios de comunicación en la IEC 61850 Las partes IEC 61850-8 y 9 del estándar describen un conjunto de modelos y servicios de comunicación para permitir el intercambio de la información del modelo de datos entre los diferentes IEDs de un SEE y el despliegue de la automatización del sistema eléctrico mediante el envío de agrupaciones de datos de los LN de los diferentes IEDs. El resto de servicios están basados en el modelo publicación-suscripción. En IEC 61850, el término de comunicación punto a punto hace hincapié en que la comunicación entre el publicador y el suscriptor implica una comunicación entre equipos. Estos servicios se utilizan para el intercambio de información de carácter crítico. El equipo, la fuente, publica la información, y cualquier otro equipo que la necesite la puede recibir suscribiéndose a ella. GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event), es un servicio de transmisión rápida de información de eventos hacia múltiples equipos. En lugar de utilizar un servicio de comunicación con confirmación de recibo, la información intercambiada es enviada por repetición regularmente asegurándose así la llegada al suscriptor. El servicio de transmisión Sample Value (SV), es utilizado cuando se necesita transmitir señales analógicas de campo, como intensidad, ten-

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sión o sus derivados, utilizando comunicaciones digitales. Tanto el servicio GOOSE como SV se encapsulan sobre capa 2 OSI Ethernet. El estándar permite que haya una evolución en las tecnologías de comunicación, ya que sus modelos de información y los servicios de intercambio están desacoplados de los protocolos utilizados (MMS, TCP-IP, etc), lo que permite mejorar esta tecnología sin afectar al modelo estándar. Así, con el fin de crear implementaciones reales, se necesitan protocolos de comunicaciones existentes sin ser dependientes de ellos. Un ejemplo de ello es que la norma prevé el mapeo de los modelos clienteservidor en Web Services en un futuro cercano, en substitución del MMS. Automatización y protección en SEE mediante IEC 61850 De los servicios detallados del IEC 61850, a nivel aplicativo, se encuentran funcionalidades en los SEE tanto en protección como en operación de los mismos. Por ejemplo, el control del servicio MMS para gestionar y controlar los interruptores, puestas a tierra, seccionadores o cualquier elemento que secciona una parte de la red eléctrica; o los informes para el sistema de supervisión, que optimizan la red al ser orientados a eventos. El servicio GOOSE se utiliza para el intercambio de información de la posición de interruptores con el objetivo de bloqueos selectivos, o transmisión de señales digitales de disparo en funcionalidades de protección. Estas protecciones se realizaban tradicionalmente por medio de cableado eléctrico entre los diferentes relés, en los que un contacto eléctrico se cerraba e informaba al adyacente de la activación de una protección. Hoy en día, el tendido de cable se substituye por la mensajería GOOSE, aprovechando la red de comunicaciones, enviando la información de activación de la protección y datos adicionales en un mismo Data-Set. Esto es una ventaja considerable al ampliar la instalación. Otra aplicación del estándar IEC 61850 es la desconexión y conexión de cargas no prioritarias en sistemas industriales donde no está disponible tota la potencia necesaria, por falta de suministro de compañía o por el cumplimiento de un contrato de ininterrumpiblilidad. Entonces solo se disenergética

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Existe la necesidad de implantar una gestión mejorada del recurso energético, cuya solución pasa por la inversión y desarrollo las redes inteligentes o Smart Grids pondrá de la potencia de back-up de generadores de emergencia o parte del total de suministro de compañía, siendo necesario realizar una desconexión de cargas no prioritarias. La mensajería GOOSE es una buena herramienta para el envío de las órdenes de desconexión de forma instantánea para no afectar la estabilidad de la planta. También se aplica para realizar una transferencia automática entre acometidas que, ante una falta de suministro por parte de la principal, se transfiere a alguna de las de reserva que estén disponibles. Con el uso del estándar se evita el excesivo cableado entre equipos, ya que con la red Ethernet se pueden enviar todas las órdenes de transferencia y de conexión y desconexión de cargas estableciendo una inteligencia distribuida entre los diferentes equipos de un SEE. En conclusión, las redes inteligentes requieren de más “inteligencia” Existe la necesidad de implantar una gestión mejorada del recurso energéti-

co, cuya solución pasa por la inversión y desarrollo las redes inteligentes o Smart Grids. Un requerimiento de las mismas es dotar de más inteligencia los equipos que la conforman, pasando de los equipos eléctricos tradicionales a los IEDs como es el caso de la plataforma de protección Easergy, y que el IEC 61850 permite una comunicación y automatización de los mismos de forma interoperable entre diferentes fabricantes. Uno de los primeros equipos que se han visto inmersos en esta transformación son las cabinas de AT, los cuales son los primeros equipos que han entrado en juego para el desarrollo de los pilares Smart Metering y Smart Network de las Smart Grid. En los próximos años se prevé una armonización de comunicación y automatización entre IEDs mediante IEC 61850, para el completo despliegue de las redes inteligentes desde la generación inteligente hasta los consumidores finales en BT, incluyendo la Smart Operation desde los centros de control. Por último, cabe destacar que el IEC61850 supone un vehículo que tiene por función hilvanar la comunicación en el sistema eléctrico del mundo industrial con el sistema de proceso del mismo. El hecho de poder utilizar el mismo medio físico de comunicación en Ethernet para transportar información del proceso e información como el mensaje GOOSE, para el control del sistema eléctrico, supone de un gran interés en el mundo industrial

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REDES ELÉCTRICAS JAIME GANDARIAS, JOSÉ ANTONIO LÓPEZ, SANDRA RIAÑO, SILVIA ALONSO, FERNANDO IBÁÑEZ, IBON ARECHALDE Y MARTA CASTRO TECNALIA

Retos tecnológicos en el despliegue de contadores inteligentes La utilización de contadores inteligentes con capacidad de gestión remota ofrece tanto a las compañías eléctricas como a los usuarios una serie de ventajas tales como la implementación de tarifas de discriminación horaria, eliminación de lecturas estimadas, ajuste remoto de la potencia contratada o mayor rapidez de intervención en caso de problemas en la red.

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simismo, el despliegue de estos contadores, que cuentan con funcionalidades mucho más complejas que las que ofrecían sus predecesores, abre un abanico de nuevas necesidades y desafíos tecnológicos. Algunos de ellos en los que Tecnalia está trabajando son: • En lo referente a ensayos de certificación, ampliación del espectro de pruebas que pasa un contador antes de su instalación en campo y desarrollo de una nueva generación de herramientas de test basadas en manejo de scripts. • Desarrollo de nuevas plataformas de intercambio y gestión de la información entre los diferentes dispositivos presentes en la red eléctrica. • Recogida y análisis de los eventos generados. Fase de ensayos Antes de instalar un contador inteligente en campo es importante asegurar que estos dispositivos cumplan con los estándares y las especificaciones técnicas correspondientes. De esta forma un contador debería pasar los siguientes ensayos para estar certificado: • Ensayos obligatorios: - Ensayos metrológicos: EN504701, EN50470-3, EN62053-23, EN62053-22, EN62053-11 y sus equivalentes estándares IE - Ensayos reglamentarios: estándares CENELEC - Protocolos de comunicaciones - Ensayos de funcionalidad DLMS • Ensayos recomendados: - Ensayos de interoperabilidad

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- Ensayos de rendimiento Los ensayos de conformidad están designados para evaluar los protocolos en condiciones ideales. No obstante, las condiciones en campo son muy diferentes. Suelen aparecer problemas de impedancia, entornos ruidosos, atenuaciones… De forma que, son necesarios otro tipo de ensayos para poder evaluar el funcionamiento de los equipos. Actualmente las asociaciones creadas para desarrollar los protocolos de comunicación no han desarrollado procedimientos para evaluar el rendimientos de los contadores o concentradores en campo. En ocasiones, la interoperabilidad y el rendimiento puede venir marcada por cómo se integran diferentes tecnologías en la solución final. A día de hoy, cada compañía eléctrica está definiendo sus propios métodos de ensayo para evaluar la interoperabilidad y rendimiento de sus redes. Ensayos de interoperabilidad Tal y como se define en el UE Smart Grid Co-ordination Group, la interoperabilidad es la habilidad de dos o más equipos, de un mismo o de diferentes fabricantes, para intercambiar información. En algunas ocasiones, como ocurre en la Alianza PRIME, la interoperabilidad está asegurada con los ensayos de conformidad. Por otro lado en el protocolo DLMS/COSEM la interoperabilidad se asegura con la correcta definición de perfiles DLMS por cada una de las compañías eléctricas. Cada compañía eléctrica desarrolla su propio documento de ensayos para evaluar la

correcta funcionalidad de los contadores. Tecnalia ha colaborado con algunas de ellas (Iberdrola, GNF, EDP…) en la definición de los ensayos para asegurar la correcta funcionalidad y también ha desarrollado alguna de estas herramientas, con nuevas capacidades de edición de pruebas y automatización de las mismas basadas en el manejo de scripts. Ensayos de rendimiento Cuando una compañía eléctrica compra miles de contadores, es importante conocer cuál es el rendimiento de cada uno de los equipos. Todos ellos cumplen con el protocolo y con la funcionalidad, no obstante, no todos ellos se comportan de igual manera ante diferentes situaciones o entornos. La comunicación puede variar enormemente de unos contadores a otros, y es importante conocer los siguientes parámetros para evaluar el rendimiento de cada uno de ellos: • Número de datos intercambiados en un día • La disponibilidad de los contadores en redes complejas • Tiempo necesario de la red para lograr la estabilidad tras un apagón • La capacidad de los contadores para soportar entornos ruidosos • La capacidad de los contadores para funcionar con diferentes impedancias • La capacidad de los contadores para comunicarse correctamente en redes con grandes atenuaciones. Estos factores pueden suponer un ahorro económico a las compañías eléctricas y por tanto deben ser limitados y evaluados. energética

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REDES ELÉCTRICAS

Tecnalia ha trabajado en varios proyectos con compañías eléctricas, con el objetivo de definir un procedimiento para evaluar estos parámetros críticos. En cada caso, los parámetros seleccionados han sido diferentes, dependiendo del entorno y las necesidades de cada escenario. Algunos de estos parámetros son: • Número de datos intercambiados en un minuto • Nivel de ruido soportado por un contador antes de perder la comunicación • Cambios de impedancia soportados por un contador • Nivel de atenuación soportado por un contador • Tiempo de recuperación tras la pérdida de la comunicación PLC • Número de cambios de topología en una red PLC estable • Número de contadores máximo soportados por un concentrador en un red ideal y una red real Tecnalia ha desarrollado sus propias herramientas SW de ensayos para evaluar estos parámetros. Evaluación en campo y en proyectos piloto La experiencia adquirida en los ensayos de rendimiento e interoperabilidad, ha ayudado a Tecnalia a la evaluación de proyectos piloto. Los proyectos piloto, permiten a las compañías eléctricas evaluar las soluciones de diferentes tecnologías, o comparar los resultados de diferentes fabricantes de una misma tecnología. Los proyectos piloto son muy importantes para: • Asegurar el rendimiento de las comunicaciones en la red • Identificar los posibles problemas y sus causas Los problemas en campo pueden estar causados por: • Problemas de la propia tecnología energética

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Problemas en la implementación de la tecnología • Problemas generados por causas externas Tecnalia facilita a las compañías eléctricas el conocimiento y las herramientas para evaluar sus proyectos pilotos, de tal forma que: • Se puedan evaluar las capacidades de comunicación de la red y detectar los problemas. • Se puedan medir las condiciones reales de ruido, atenuación e impedancia que está soportando un contador en campo, con el objetivo de ver cuál podría ser el problema. Además, se pueden grabar las condiciones de campo y simularlas en laboratorio (en un entorno controlado). Plataformas de gestión de información Otra de las necesidades detectadas a raíz del extenso despliegue de contadores inteligentes es el desarrollo de nuevas plataformas de intercambio y gestión de la información entre los diferentes dispositivos presentes en la red eléctrica. Tanto en la red de alta como de baja tensión existen múltiples dispositivos (contadores inteligentes, concentradores, cuadros de baja tensión, etc.) que deben ser accedidos en tiempo real. Tecnalia centra una actividad para conseguir que el operador de red pueda acceder a dicha infraestructura independientemente de las capacidades de comunicaciones que ésta contenga mediante una plataforma modular distribuida. Ésta, junto con su modelo de datos que incluye la especificación DLMS, entre otros, posibilita una infraestructura de red dinámica y flexible posibilitando acceder a dispositivos de distintos fabricantes y especificaciones. La ventaja principal de esta solución es la facilidad de

integración de múltiples dispositivos, con sus distintas versiones y modelo de datos en el sistema y además, el aprovechamiento de infraestructura existente con capacidades de comunicación y procesamiento muy limitadas. Esta solución incorpora un módulo específico para la configuración, el control y la recuperación de información de los contadores inteligentes con distintos companions desde un único punto de acceso simplificando los sistemas de comunicaciones del operador de red, sin que éste tenga que modificar sus sistemas actuales. Recogida y análisis de eventos Por último, el despliegue de contadores inteligentes brinda la oportunidad de analizar los eventos que éstos generan. Dichos eventos son indicadores de sucesos no deseados en la red, como por ejemplo fraude, problemas de seguridad o de calidad de suministro. De esta manera, el operador de red recibe información sobre estas incidencias en la red de baja tensión de forma automática. Lo que, a su vez, suscita el reto tecnológico de la recogida y análisis de una ingente cantidad de información que, hasta ahora, no ha sido utilizada de manera sistemática por el operador de red. Tecnalia está participando en este desafío, que por un lado, exige la estandarización y depuración de los eventos generados en campo por los contadores inteligentes. Por otro, requiere la revisión del sistema de prioridades para el envío de eventos, orientándolo al uso de esta información para la operación de red. Así, los eventos considerados como críticos para esta labor serían enviados en tiempo real y estarían integrados en las herramientas del operador. El resto se almacenarían en el contador o concentrador y podrían ser enviados con una periodicidad prefijada, o incluso únicamente bajo demanda

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REDES ELECTRICAS ANTONIO MORENO CARRASCO SALES ENGINEER EN HIMOINSA

Cuadros de conmutación en emplazamientos

con redes eléctricas inestables

La potencia suministrada, la tensión, la frecuencia de la red y el presupuesto no son las únicas circunstancias que influyen en la colocación de uno u otro tipo de conmutación. La previsión de sobretensiones e inestabilidad en la red principal ha de ser tenida en cuenta para prevenir futuras incidencias, fallos en la conmutación, y los consecuentes cortes en el suministro y sobrecostes en la instalación.

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as características de la instalación donde se va a colocar un grupo electrógeno en emergencia, como fuente de energía alternativa cuando falla el suministro de la red principal, determinan enormemente la elección del sistema de conmutación. Además de la potencia suministrada, la tensión y la frecuencia de la red, también el emplazamiento y el layout de la instalación son factores que deben ser debidamente calibrados antes de tomar una decisión. Una mala elección puede derivar en un mal funcionamiento, cortes en el suministro de energía y sobrecostes inesperados en la instalación. Todas las tecnologías existentes en el mercado Amperaje < 400 A 400 A 4.000 A > 4.000 A

son válidas para realizar una conmutación satisfactoriamente, pero ¿son todas ellas adecuadas para emplazamientos con una red eléctrica inestable? ¿Qué parámetros deben valorarse antes de optar por uno u otro tipo de conmutación? Tipos de conmutación y soluciones estándar en función del amperaje Un cuadro de conmutación o ATS (Automatic Transfer Switch) es un dispositivo que dispone de una salida de potencia y dos entradas de energía, una de ellas correspondiente a la fuente principal (normalmente la red eléctrica) y la otra a una fuente de emergencia (generalmente, un

Cuadro de conmutación Pareja de contactores

Alimentación Bobinas en Vac

Conmutador motorizado

Mando motor en Vac

Pareja de seccionadores / interruptores motorizados

Bobinas y mando eléctrico en Vac

Pareja de contactores

Interruptores motorizados

Conmutador motorizado

Conmutación mediante pareja de contactores enclavados mecánicamente y con contactos de estado.

Conmutación mediante pareja de interruptores motorizados para realizar un suministro alternativo o simultáneo.

Conmutación mediante conmutadores otorizados con opción de accionamiento manual.

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grupo electrógeno). Mientras el funcionamiento de la red es normal, su entrada está activada en el cuadro de conmutación. Cuando ésta falle o los parámetros se encuentren fuera del rango establecido, el sistema desconectará esta entrada de red y activará la entrada de energía del grupo electrógeno para que el suministro continúe hasta que la red vuelva a ser estable y se realice el proceso inverso. Para la realización de la conmutación en general, y en particular la conmutación de la red a un grupo electrógeno, existen hoy día varias tecnologías disponibles: • Pareja de contactores. Son el sistema de conmutación más sencillo del mercado compuesto de dos interruptores electromecánicos que establecen o interrumpen el paso de corriente tan pronto se dé tensión a la bobina. • Pareja de seccionadores o interruptores motorizados. Permite gestionar las dos alimentaciones de energía para realizar un suministro alternativo o simultaneo. Esta particularidad lo convierte en un tipo conmutación muy útil en proyectos donde la fuente de emergencia se puede sincronizar con la principal. Los interruptores motorizados permiten una “vuelta sin cero” al suministro de la red principal, evitando que haya algún corte durante la conmutación de una fuente a otra. • Conmutador motorizado. A diferencia de los dos anteriores, es un único dispositivo que activa una fuente de energía u otra a través de un mando motor interno. Además de su facilidad energética

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REDES ELECTRICAS

de montaje, su alta durabilidad y el gran número de maniobras que permite constituyen sus principales ventajas. La selección del tipo de conmutación más adecuado viene marcada habitualmente por las dimensiones de la instalación y el presupuesto. Así, dependiendo del amperaje, suelen aplicarse las soluciones estándar que aparecen en las tablas. ¿Qué problemas sufren los cuadros de conmutación en emplazamientos con redes eléctricas inestables? La transferencia de suministro de energía entre la red y el grupo electrógeno puede verse alterada cuando la instalación se encuentra en emplazamientos con una red eléctrica inestable. El equipo de Ingeniería de HIMOINSA ha detectado que los frecuentes cortes de suministro y en especial las sobretensiones provocan daños y fallos en el funcionamiento de los cuadros de conmutación que utilizan contactores con bobinas en corriente alterna (Vac) y conmutadores motorizados con mandos motor en corriente alterna. En el caso de la utilización de contactores, se ha constatado un aumento significativo de incidencias en la instalación. Las constantes subidas de tensión en la red acaban dañando las bobinas del contactor y bloquean su funcionamiento impidiendo la conmutación cuando hay un fallo en la red. En las parejas de seccionadores o en los conmutadores motorizados con mando motor en corriente alterna también se ha observado un gran número de incidencias. En este caso, los daños ocasionados por las sobretensiones en el mando motor o en las bobinas de apertura provocan que el conmutador no cambie de posición aunque reciba la orden de hacerlo, con el consecuente corte en el suministro. El problema se acentúa cuando la tensión de utilización se aproxima a las tensiones límites del rango de tolerancia del mando motor que establece su fabricante. Soluciones de conmutación más adecuadas cuando el suministro principal de energía es inestable Los fallos en la conmutación provocan caídas en el suministro final de energía, con las consecuentes pérdidas económicas que esto pueda ocasionar a su destinataenergética

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rio, además de los sobrecostes que conllevan las reparaciones y que encarecen la inversión realizada inicialmente. La solución más habitual en estos casos es incluir descargadores de tensión en el diseño de la instalación. Sin embargo, aunque inicialmente pueden resolver el problema, son dispositivos que en el medio plazo también se deterioran con las sobretensiones de la red. Por ello, para reducir las incidencias y garantizar la calidad y rentabilidad de la instalación, HIMOINSA recomienda unos tipos de cuadros de conmutación determinados cuando se tiene constancia de que van a estar ubicados en una región con problemas frecuentes en el suministro eléctrico. 1. Para un amperaje de hasta 3200A, recomendamos usar conmutadores motorizados con mando motor en corriente continua (Vcc), en lugar de voltaje en corriente alterna, para aislarlo de las fluctuaciones de tensión. Además, el mando motor debe ser de 12 Vcc ó 24 Vcc dependiendo de la tensión auxiliar de grupo electrógeno. 2. Para conmutaciones superiores a 3200A, recomendamos la utilización de una pareja de interruptores magnetotérmicos motorizados o interruptores seccionadores motorizados con bobinas y mando eléctrico de 24 Vcc. De esta manera, usando una alimentación en corriente continua, los elementos de las conmutaciones más sensibles a las fluctuaciones de la red eléctrica, como son las bobinas y los mandos motorizados,

quedan aislados de ellas aportando mayor durabilidad a la instalación. Ahora bien, ¿de qué fuente debe realizarse la alimentación en corriente continua de esos elementos más sensibles? La respuesta más adecuada para cada proyecto la determinará exclusivamente un factor clave: el layout de la instalación y la distancia entre el ATS y el grupo electrógeno. Para determinar si la distancia es excesiva o no, tomaremos como parámetro la sección de cable necesaria para el consumo previsto. Se tendrá también en cuenta una caída de tensión dentro del límite recomendado para el elemento de la instalación que sea más restrictivo. • Cuando la distancia entre el cuadro de conmutación y el grupo electrógeno es tal que la sección de cable necesaria es inferior a 6-10 mm2, se recomienda que la alimentación se haga directamente del sistema eléctrico auxiliar del grupo, es decir, de las baterías del grupo. • Cuando la opción anterior no es viable y el grupo electrógeno está demasiado alejado del cuadro de conmutación, se recomienda utilizar un sistema propio de alimentación en corriente continua en el cuadro de conmutación, con cargador de baterías y baterías. Conclusiones La potencia suministrada, la tensión, la frecuencia de la red y el presupuesto no son las únicas circunstancias que influyen en la colocación de uno u otro tipo de conmutación. La previsión de sobretensiones e inestabilidad en la red principal ha de ser tenida en cuenta para prevenir futuras incidencias, fallos en la conmutación, y los consecuentes cortes en el suministro y sobrecostes en la instalación. Aislar los elementos más sensibles a las variaciones de tensión, como son las bobinas y los mandos motores de los sistemas de conmutación, permitirá prevenir estos fallos y garantizar el correcto funcionamiento de los cuadros de conmutación en aquellos emplazamientos con redes inestables. HIMOINSA fabrica cuadros de conmutación para realizar la transferencia de suministro de energía entre la red y el grupo electrógeno y puede ofrecerle el asesoramiento necesario sobre la instalación que mejor se adapte a las necesidades de su proyecto

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ENTREVISTA

Enrique Alcor

Responsable de Operaciones de Energía sin Fronteras

“La fotovoltaica es la tecnología apropiada para una extensión masiva de electricidad” De sí mismo suele decir Enrique Alcor que su fecha de nacimiento le predestinó profesionalmente. En efecto, vino al mundo en 1955, el mismo año en que se inventaron las células solares, origen de una nueva fuente de energía extendida ya universalmente. Tras estudiar Ingeniería Técnica, se incorporó al grupo SITRE. Muy joven todavía, y junto al que fuera su jefe, Fernando Monea, creó la empresa Elecsol, que a los tres años de vida se fisionaría con Atesol, dando lugar a la empresa Aplicaciones Técnicas de la Energía (ATERSA), en la que Enrique permaneció 30 años. En ese período ejerció sucesivos cargos hasta culminar en la presidencia. Fue miembro fundador de la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF).

Hombre de gestión y experto en energía fotovoltaica, se incorporó como voluntario a Energía sin Fronteras en 2013. En la nueva Junta Directiva constituida en noviembre de ese mismo año, asumió dirección del Área de Operaciones, que incluye la realización de proyectos de suministro de agua y energía, estudios energéticos y asesoramiento técnico a otras ONG. Pregunta. ¿En qué zonas del mundo desarrolla Energías Sin Fronteras (ESF) su actividad? Respuesta. La misión de ESF desde su fundación el 3 de marzo de 2003 es llevar energía, agua y saneamiento a las zonas rurales más pobres y aisladas. Por tanto, nuestro trabajo se desarrolla en este ámbito y, más concretamente, en Centro y Sudamérica y África subsahariana, estando más centrados en países como Guatemala, Nicaragua, Perú, Benín, Mali, Camerún, Kenia y R.D. del Congo. En esos 13 años de vida, ESF ha

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puesto en marcha más de medio centenar de infraestructuras de suministro de agua/ saneamiento y electricidad. P. ¿Qué tipo de proyectos aborda ESF? R. Realiza actuaciones mediante electrificaciones domiciliarias, comunales, colegios, hospitales y pequeñas industrias; también llevando agua y saneamiento allí donde se necesita y podemos financiarlo. Los dos últimos proyectos terminados fueron la electrificación domiciliaria de las viviendas de mil niños huérfanos de padre y madre por el SIDA en la aldea de Nyumbani (Kenia) y un bombeo fotovoltaico con cloración en el departamento de Piura, Perú. P. ¿Cómo seleccionan los nuevos proyectos en los que van a trabajar? R. Los proyectos que nos solicitan asociaciones humanitarias y ONG desde diversas partes del mundo pasan un proceso de selección donde se analizan varios aspectos:

la solidez de la contraparte, la posibilidad de poder encontrar la financiación adecuada al mismo, el tamaño que como ONG de voluntarios podemos gestionar, el número de beneficiarios, etc. Pero, sobre todo, estamos revisando concienzudamente la viabilidad del proyecto en el tiempo, lo que se llamamos sostenibilidad. Un proyecto que no puede ser sostenible durante los años posteriores a la puesta en marcha, es mejor no hacerlo y dedicar los recursos a otro que sí lo sea y pueda dar servicio a los usuarios de forma permanente. Desgraciadamente, el mundo de la cooperación ha tenido bastantes proyectos fallidos en el pasado . Actualmente, ESF hace un riguroso seguimiento de sus proyectos durante cinco años para asegurarse de que la instalación funciona y, además, es totalmente viable en el futuro. P. Alrededor de 1.300 millones de personas viven todavía sin acceso a la energía energética

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ENTREVISTA

eléctrica. ¿Cuáles son las claves para que esta situación mejore en los próximos años? R. Bajo mi punto de vista, la solución pasa por la implicación de las empresas y de los Estados. Las ONG no pueden llegar a tanta gente, no nos engañemos. Las empresas de servicios energéticos deben de ser conscientes de su papel con una altura de miras social; se deberían establecer los mecanismos por parte de los Estados para asegurar el acceso energético mediante la empresa privada y con financiación suficiente para que, con un beneficio lógico, las empresas lleven energía y, por tanto, desarrollo a estas personas, rompiendo así el círculo vicioso que les atenaza. P. ¿Cuál sería, en este caso, el papel de las ONG? R. El papel de las ONG sería el de establecer la reglas sociales, la educación energética, la organización de las comunidades, etc. para que estas iniciativas no fracasen y se implante una cultura que haga progresar a los pueblos. P. ¿Cuáles son los países/continentes donde la falta de acceso a recursos energéticos es más acusada? R. Quizá los más acusan la falta de energía eléctrica y agua potable, junto con el saneamiento, serían en general Iberoamérica y África, pero existen muchas bolsas sin acceso a electricidad y otros servicios en diferentes partes del mundo, como India y otras regiones asiáticas. P. La electrificación rural es una pieza clave en este proceso. ¿Cómo se ha avanzado en este ámbito en los últimos años? R. Existen algunas iniciativas pero, en general, los gobiernos de los países que tienen un nivel bajo de energía, agua y saneamiento en las zonas rurales no se preocupan especialmente de estos temas, y el resto del mundo se entretiene con otras cosas. El conocimiento técnico, la tecnología y la industria presentan una madurez suficiente como para arrancar unos planes de extensión de electrificación rural e ir tratando de llegar a esos 1.300 millones de personas carenciales de forma progresiva. Pero vuelvo a decir lo mismo, o los gobiernos y las empresas se implican, o es imposible llegar a ese fin en periodos de tiempo razonables. energética

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dar el salto. Fijémonos qué podría ocurrir en una industria que se le presenta un mercado potencial de 1.300 millones de personas dispuestas a consumir energía. Este es precisamente el argumento que esgrimimos cuando decimos que esto es una oportunidad para las empresas. P. ¿Qué papel están jugando los sistemas off grid basados en renovables (fotovoltaica) y las microrredes en esa electrificación rural? R. Es la tecnología apropiada para una extensión masiva de electricidad en estas situaciones. Además, se trata de sistemas muy rápidos de implementar. La fotovoltaica, en concreto, tiene esa ventaja. En Ruanda recuerdo a una persona que estudiaba la implantación de una central fotovoltaica de 10 MW (la capacidad total de generación en el país era de 100 MW) y al ser preguntado por qué elegía esta tecnología, una de las razones era la facilidad de implantación, me dijo. ¿Qué tecnología de generación es susceptible de ser puesta en funcionamiento en seis meses con unas ciertas garantías de producción? R. ¿El futuro está en las microrredes? P. Para mí, en efecto, las microrredes son el futuro que claramente resolverá muchos de los problemas de acceso a la electricidad de esas 1.300 millones de personas. Es un sistema sencillo, fiable, rápido de implantación y que se puede ampliar muy fácilmente para acomodarse a las necesidades futuras, por no decir que con el tiempo pueden interconectarse en sistemas más grandes o incluso admitir la llegada de las extensiones de red convencional. P. ¿De qué modo está influyendo la bajada en el precio de los equipos fotovoltaicos (módulos, inversores, etc.) en la expansión de la energía solar en zonas aisladas y con altos niveles de pobreza? R. De forma total. Los precios actuales de la fotovoltaica, tanto los de los propios módulos como los del BOS, acercan mucho la posible solución. Un empujón a las baterías de nueva tecnología y/o a otros sistemas de almacenamiento y estamos en situación de

P. ¿Qué dificultades encuentra el desarrollo de esta tecnología? R. El problema principal para muchos casos es la falta de financiación. Una parte de la gente que no tiene luz podría pagarla si dispusiera de unos créditos adecuados. Son economías débiles, viven al día y sus ingresos muchas veces son estacionales, pero no se nos olvide que de alguna forma gastan dinero en velas, pilas o combustible para lámparas. Este gasto es precisamente el que aprovechamos para hacer sostenibles las instalaciones que realizamos. Ese dinero debe de ser guardado para la adquisición de nuevas baterías o repuestos en el futuro y esa educación es la que hay que inculcar a los usuarios objetivo de la implantación de sistemas fotovoltaicos. P. El acceso a la energía y a los recursos hídricos va en muchas ocasiones unido. ¿Qué soluciones tecnológicas proponen desde ESF para desarrollar el binomio aguaenergía en zonas desfavorecidas? R. Efectivamente están muy ligadas las dos tecnologías en la mayoría de los casos, bien para poder extraer el agua del subsuelo, bien para transportarla, potabilizarla, tratarla o depurarla. El binomio agua-energía se configura, sin lugar a dudas, como el motor de desarrollo de los pueblos más deprimidos. Sin estos dos elementos básicos es difícil poder desarrollar cualquier actividad. En los países desarrollados estamos habituados y jamás le prestamos atención, pero pensemos por un momento qué sería de nuestra vida si no tuviéramos electricidad y agua, piensa durante dos o tres minutos y entenderás cuán difícil sería una vida sin estos elementos básicos. Pues bien, así vive un montón de gente en el mundo y para poner algún grano de arena, por y para esta problemática, nos tendríamos que hacer solo una pregunta: ¿seríamos capaces de vivir como ellos?

Más información sobre el proyecto bombeo fotovoltaico con cloración en el departamento de Piura, Perú aquí: https://www.youtube.com/watch?v=VWRd-tmpQm8

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ENTREVISTA

Juan Antonio Zurera

Director general de Ascendum Maquinaria en España

“Cuando un cliente llama a Ascendum (Volmaquinaria), sabe que ofrecemos los más altos estándares de calidad, producción y servicio” Desde su nacimiento en 1959 en Portugal bajo la denominación Autosueco, la expansión y consolidación de Ascendum a nivel internacional ha sido imparable. Un proceso de internacionalización que arrancó en 1999 con la llegada a España de la compañía y que en la actualidad se extiende a 14 países. Esta expansión no solo se ha producido en forma de una amplia red de distribución internacional, sino también en la incorporación de marcas líderes a un portfolio de equipos que en su origen estaba especializado en maquinaria Volvo. Enmarcado en este proceso, desde principios de este año la firma ha cambiado su denominación en España de Volmaquinaria a Ascendum, haciendo énfasis en ese carácter global que cada vez define mejor a la compañía.

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ntrevistamos a Juan Antonio Zurera, director general de Ascendum Maquinaria en España, quien nos habla acerca de la actualidad de la compañía, que ahora da un paso más en la ampliación de su oferta de servicios con el acuerdo de distribución alcanzado con Terex Construction para la comercialización de sus equipos de maquinaria compacta. Pregunta. ¿Qué supone para la compañía el cambio de denominación de Volmaquinaria a Ascendum? Respuesta. Volmaquinaria es una empresa con una amplia solera en el mercado de la maquinaria en España. Desde los años ochenta en que aparecimos como una compañía de ventas de la que entonces se denominaba Volvo BM, pasando por VME Ibérica y finalmente bajo el nombre de Volvo Maquinaria de Construcción España. En 1998, y dentro de una política

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de concentración en la fabricación por parte de Volvo, entró en el capital de la empresa el grupo Autosueco, grupo con amplia experiencia en la comercialización de los productos Volvo en Portugal, quien el año siguiente se hizo con el 100% de las acciones. Desde entonces, nuestra denominación cambió a Volmaquinaria. Hoy, como consecuencia de la consolidación del Grupo a nivel internacional, y dentro de una clara diversificación de nuestra oferta de productos incluyendo otras marcas no Volvo CE, hemos adoptado en todos los países la denominación de nuestra matriz. P. Más allá del cambio de denominación, ¿afectará este movimiento a la actividad o a la estructura de la compañía? R. Claramente no. El equipo sigue siendo exactamente el mismo, y los medios que ponemos a disposición de nuestros clien-

tes, también. La estructura accionarial también es la misma existente en este momento, con lo que este cambio se centra en el cambio de denominación, con dos efectos claros: uno, aportar nuestra estructura de grupo internacional y nuestro saber hacer a nuestros clientes allí donde estén en el mundo y dos, abrir cabida dentro de nuestra imagen de empresa a todas las marcas que hoy componen nuestra oferta de productos: Volvo CE en toda su gama, Sandvik -equipos móviles de trituración y clasificación-, Fuchs –maquinaria para manejo de materiales-, Terex Trucks – vehículos extraviales rígidos y articulados-, Lännen –retropalas multivalentes- , Award –volteadores de contenedores- y nuestra última adquisición que hoy damos en primicia: Terex Construction –división de maquinaria compacta de Terex desde la que ofrecemos las retrocargadoras Terex de última generación, los dúmperes de obra energética

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ENTREVISTA

y la compactación ligera, todo ello productos complementarios de nuestras actuales gamas. P. ¿Cuál es actualmente la presencia internacional del Grupo? R. Nuestro grupo se encuentra en este momento en catorce países, siendo uno de los mayores Concesionarios de Volvo CE a nivel mundial. Siguiendo la cronología de las adquisiciones, hoy estamos en Portugal, España, Estados Unidos, Turquía, México, Austria, República Checa, Eslovaquia, Hungría, Rumanía, Croacia, Eslovenia, Bosnia Herzegovina, Moldavia, y mediante el programa ‘Follow the Customer’ acompañando a nuestros clientes allí donde necesiten de nuestros servicios: Angola, Mozambique, Polonia, Guinea Ecuatorial y Marruecos, entre otros. P. ¿Qué impacto ha tenido la crisis en la facturación del grupo en el mercado español en los últimos años? R. A nivel consolidado como grupo internacional, la diversificación geográfica que hemos alcanzado nos da la necesaria estabilidad, pues aún en plena crisis, hemos seguido incrementando nuestra cifra de negocios año tras año, hasta alcanzar en 2015 los 821 millones de euros de facturación. En España, evidentemente la crisis ha tenido un importante impacto a nivel de nuestra cifra de negocios. No en balde, el mercado llegó a caer más de un 90% y la recuperación está siendo tremendamente lenta y fluctuante. Esto ha tenido como consecuencia que el tamaño de nuestra empresa en España y nuestra organización se ha ajustado a esa nueva realidad. Sin embargo, nuestra empresa ha conseguido el equilibrio adecuado para la rentabilidad, sin afectar a la calidad de nuestra atención al cliente y sin tener que cerrar ninguna de nuestras bases, desde las que seguimos prestando a nuestros clientes un servicio de calidad, tal como siempre hemos hecho. P. ¿Cuál es la infraestructura de distribución de Ascendum en España? R. Ascendum cuenta en España con una red mixta compuesta de bases propias, concesionarios y servicios colaboradores. En total 28 puntos de atención a nuestros energética

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clientes, que garantizan un servicio rápido y eficaz. Todos nuestros puntos de atención cuentan con el personal, las herramientas, stocks necesarios de repuestos, y con la formación necesaria para atender las peticiones de nuestros clientes. Nos permiten ofrecer toda la gama de productos en sus diferentes vertientes de maquinaria nueva, usada y en alquiler, así como una completa oferta de productos posventa entre los cuales cabe citar contratos de mantenimiento y reparación, monitorización a distancia de nuestros equipos, asesoramiento para la mejora de la productividad mediante potentes herramientas informáticas integradas en la propias máquina y formación de uso y mantenimiento. P. ¿En qué situación se encuentra actualmente el parque de maquinaria Volvo en España? R. La crisis ha producido un importante impacto en los parques existentes y en la actividad de los mismos. Muchas máquinas han salido del país desde 2008 en un éxodo tanto de operaciones, al salir los clientes al exterior, como mediante la venta al extranjero: la crisis hizo a España un lugar atractivo para la búsqueda de maquinaria a bajo precio. Esto ha producido que las más de 10.000 unidades que considerábamos activas en 2008 se hayan visto reducidas a la mitad en estos momentos. Igualmente nuestros sistemas telemáticos nos muestran que la actividad de las máquinas aún distan de lo que podríamos considerar normal, trabajando menos horas de las habituales. P. ¿Cómo se articula la apuesta del Grupo por la incorporación de nuevas tecnologías y sistemas de gestión en ahorro de combustible y eficiencia en las máquinas? R. Nuestras operaciones apuestan por obtener el máximo partido para nuestros clientes de las innovaciones de nuestros productos. En lo últimos años el control de emisiones en los motores ha sido, y seguirá siendo, uno de los principales puntos de desarrollo, en los cuales Volvo siempre ha sido pionero; no en balde ya desde los años 90 disponíamos de motores de “baja emisión”. Nuestra tecnología ha conseguido no solo mejorar las emisiones

sino reducir el consumo. Sin embargo, el gran desarrollo proviene de las operaciones: hoy nuestra apuesta está en la mejora de las operaciones. Hoy es parte del día a día el sistema MATRIS, que nos permite analizar la forma de trabajo y mejorar los consumos en las unidades mediante la optimización de la forma de trabajo y ajustando los parámetros de la máquina. El sistema CARETRACK permite monitorizar las unidades a distancia, tanto por nuestro personal como por el propio cliente. Durante el proceso de venta, asesoramos a nuestros clientes en la mejor combinación de equipos mediante herramientas informáticas tales como el “Site Simultator”, con lo que el ahorro para nuestros clientes está presente desde el primer momento. Sin embargo, el gran salto se está dando en estos momentos, en que estamos introduciendo el Volvo Co-Pilot, integrado dentro de lo que denominamos “Servicios de Mejora de Eficiencia”. Este sistema permite ajustar la forma de trabajo de las unidades a las especificaciones finales solicitadas por el cliente, ayudando de manera automática a los operadores a realizar tareas tan complejas como la compactación inteligente en nuestros compactadores, la verificación y ajuste de la producción en tiempo real mediante cámara térmica de nuestras extendedoras, el ajuste de la producción de nuestras palas cargadoras, automatizando operaciones, o facilitando tareas tales como las nivelaciones o excavaciones en zonas limitadas en superficie o altura en nuestras excavadoras. Todo ello permite que los operadores se concentren en la calidad del trabajo y sobre todo, redundando en la seguridad. P. En los últimos años Volvo ha presentado algunos prototipos de modelos futuristas. ¿Por dónde pasa tecnológicamente el futuro de la maquinaria de construcción? R. Prototipos y realidades. Siempre buscamos aportar valor a nuestros clientes con equipos que mejoren su coste por tonelada. Los precios iniciales de adquisición ya no son el elemento clave, pues hay toda una serie de costes de operación que deben considerarse. Dentro de esta eficiencia se centran las principales acciones que hemos realizado, por ejemplo, incrementando el tamaño de los equipos, como con el

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ENTREVISTA A60 que es el dúmper articulado de mayor tamaño disponible, reduciendo los consumos de combustible, mediante nuevas generaciones de motores y mediante la automatización de tareas a través de sistemas automáticos y software. Está claro que los nuevos sistemas informáticos embebidos en las máquinas les aportan una flexibilidad y eficiencia superior, permitiendo al operador concentrarse en las tareas de calidad, con lo que el futuro pasa por el desarrollo de estos sistemas –que ya hoy son una realidad- y por la interconexión de las máquinas para optimizar la producción, por ejemplo, en los tándem extendedora-rodillos o en la interconexión de equipos de trituración y clasificación. Tampoco podremos olvidar el control de emisiones, cada vez más exigente, y que seguramente cambiará la tecnología motriz de las unidades. Todo ello es motivo de investigación y desarrollo en nuestros productos, que como vemos, se están traduciendo en realidades cada vez en plazos más cortos. P. ¿Qué valoración hace de la incorporación los dúmperes rígidos de Terex dos años después de su la adquisición por parte de Volvo? R. Pienso que es la evolución natural de Volvo CE, pues era un producto que tuvimos en el pasado y del que hoy carecíamos. Nuestros clientes nos los seguían demandando y los dúmperes de Terex nos abren de nuevo esa posibilidad. Lógicamente, la distribución en España pasa por nuestra empresa, motivo por el que se está integrando y hoy ya podemos atender a nuestros clientes con dúmperes Terex, con la calidad que siempre ofrecemos. Por otra parte, a nivel de producción, tras la necesaria adaptación inicial, Volvo CE ha realizado unas fuertes inversiones en la fábrica de Motherwell (Escocia), mejorando su capacidad productiva. P. El sector de manejo de materiales de residuos es otro de los sectores de actividad que comienzan a funcionar en nuestro país. ¿Qué espera de los equipos Terex- Fuchs? R. Los equipos Terex-Fuchs son equipos con una alta calidad demostrada. Desde el inicio de la distribución en España por

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tros equipos móviles, fijos y con equipos eléctricos.

Juan Antonio Zurera nació en Trujillo, Cáceres, hace 54 años. Ingeniero Mecánico y MBA por el IEDE, Zurera tiene una amplia experiencia en el sector de construcción, en el que ha trabajado desde finales de los años 80. Su trayectoria profesional contempla el paso por varias de las principales empresas del sector en puestos de responsabilidad, como MopsaGrove, Terex, Daewoo o Komatsu España. En 2001 recala en Volmaquinaria, primero como director técnico, y desde 2012 como director general. Desde su cargo, es responsable de la red de distribución de Ascendum y de la comercialización y asistencia de los equipos representados por la compañía en España. nuestra parte, hemos sentido la confianza de nuestros clientes en los mismos. Hoy tenemos equipos nuevos, usados y en alquiler a disposición de nuestros clientes y múltiples equipos trabajando en España, ya vendidos por nosotros. Los nuevos equipos de la generación F aportan aún más valor y rendimiento a nuestros clientes, con los nuevos sistemas hidráulicos, aún menores consumos y mayor confortabilidad. El sector del reciclaje se ha resentido por la baja demanda de China y las fuertes exportaciones desde este país asiático hacia Europa. Para ayudar a nuestros clientes, nuestra oferta comercial incluye todas las opciones necesarias: maquinaria nueva, usada y alquiler así como la más completa oferta de servicio posventa, todo ello para adaptarnos en cada momento a sus necesidades. El sector de residuos, como no puede ser de otra forma, debe seguir desarrollándose en nuestro país, y estamos preparados con nuestros productos para ayudar a nuestros clientes a obtener el mejor coste por tonelada. El cuidado del medio ambiente es uno de nuestros valores fundamentales, y Terex-Fuchs ayuda en el mismo con nues-

P. Sin embargo, el sector de equipos móviles de trituración y machaqueo lleva muchos años atravesando dificultades, sin apenas ventas a nivel nacional. ¿Cómo valora esta situación de mercado para sus equipos Sandvik y qué expectativas de futuro tienen? R. Sandvik es sin duda una primera marca, y un referente en el mercado. En efecto, la baja demanda de estos productos ha hecho caer a niveles increíblemente bajos sus ventas, pero nuestro compromiso con la marca es total. Creo que esta situación es coyuntural y un país como España no puede mantener estos bajos niveles. Sin duda se recuperará, pues estos productos son adecuados para sectores cuyo desarrollo en los próximos años será obligatorio, y nosotros estamos preparados para ello. P. ¿Continuará la expansión de Ascendum en el futuro? ¿Cuáles son los próximos movimientos del grupo tanto en marcas como en nuevos mercados? R. Sin duda alguna. Somos una empresa con experiencia, pero sobre todo, dinámica. Siempre buscamos nuevos retos y oportunidades y nuestros clientes saben que pueden contar con nosotros para sus diferentes proyectos, tanto nacionales como internacionales. Como primicia, como he comentado, hemos formalizado un nuevo acuerdo de distribución con Terex Construction –división de maquinaria compacta de Terex- desde la que ofrecemos las retrocargadoras Terex de última generación, los dúmperes de obra y la compactación ligera, todos ellos productos complementarios de nuestras actuales gamas. Queremos seguir siendo un proveedor global para nuestros clientes, con una oferta completa para ellos y siempre con productos con un alto nivel de calidad y productividad. Cuando un cliente llama a Ascendum Maquinaria, sabe que los productos que ofrecemos cumplen los más altos estándares de calidad, producción y servicio. Llevamos casi 40 años gozando de la confianza de nuestros clientes, y esperamos seguir contando con ella en el futuro para ayudarles a desarrollar sus negocios, tanto en España como en cualquier lugar del mundo energética

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AETP2016

Almacenamiento energético: Tecnologías y proyectos IV Edición

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PRODUCTOS | SERVICIOS El sistema Aquatermic HT, la solución cuando se necesitan grandes cantidades de agua caliente sanitaria El sistema Aquatermic HT combina el uso del refrigerante natural CO2 con la eficiencia y la simplicidad. Eurofred es pionera en España instalando este tipo de máquinas, ya que gracias al uso del CO2 son 2.000 veces menos contaminantes que otras que funcionen con gases como el R410A. El sistema Aquatermic HT permite, además, redu-

cir el importe de la factura hasta un 70% respecto a una caldera convencional: la energía calorífica del aire es absorbida por la unidad exterior que mediante el refrigerante de CO2, la transfiere al agua del acumulador para alcanzar la temperatura deseada y distribuirla cubriendo grandes necesidades de ACS (a partir de 2.000L/d). Así, se

convierte en un sistema excepcional para aplicaciones dónde se necesiten grandes cantidades de agua caliente sanitaria como son geriátricos, hoteles, hospitales y gimnasios. Por otro lado, la tecnología Aquatermic HT no requiere ningún tipo de apoyo externo como resistencias eléctricas y sus ahorros de emisiones de CO2 y consumo de

energía primaria permiten justificar la no instalación de placas solares térmicas. Eurofred presenta la máquina Aquatermic HT en 4 modelos con distintas potencias: 15,8/25,5/48,6 y 100 (kW), además de la opción de producir frío y refrigerar la instalación de forma gratuita al mismo tiempo que produce agua caliente.

Nuevo convertidor DC/DC para aplicaciones fotovoltaicas Con el nuevo convertidor DC/ DC perteneciente a la línea de productos Uno Power de Phoenix Contact es posible alimentar el armario de control directamente desde la propia instalación fotovoltaica. De este modo, se ahorran costes de instalación y se aumenta la efi-

ciencia del sistema. El convertidor DC/DC permite la conexión directa a la tensión de string. De este modo se pueden alimentar, por ejemplo, sistemas de monitorización de strings directamente de la instalación fotovoltaica y se ahorran así costes de instalación adicionales. Con

Ariston Net, la gestión inteligente de las calderas Ariston lanza al mercado Ariston Net, la primera aplicación móvil que ayuda a ahorrar hasta un 40% en calefacción ya que permite controlar la temperatura del hogar desde cualquier lugar Un sencillo toque en la pantalla del teléfono móvil, permite encender, apagar, modificar la temperatura y programar la caldera. Ariston Net también ofrece la posibilidad de tener la instalación de calefacción del hogar supervisada por personal cualificado, por lo que disminuye de manera importante el consumo energético. Si el usuario contrata la Extensión de Garantía 5 años total Aris-

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ton Net, el Centro de Asistencia Técnica oficial podrá acceder por control remoto a los parámetros de la caldera para regularla, optimizar su rendimiento, ofrecer un diagnóstico e incluso resolver un imprevisto con notificación inmediata al teléfono móvil del interesado. El verdadero corazón del kit es la Centralita Sensys, gestor del sistema que permite maximizar la eficiencia de la instalación y un “dispositivo de enlace” (Wi-fi) que permite a las calderas Ariston dialogar con el teléfono móvil enviando informaciones sobre el funcionamiento de la misma y ejecutando las instrucciones recibidas.

su entrada de amplio alcance, el equipo convierte tensiones de entrada de 300 V a 1000 Vdc en una tensión de salida de 24 Vdc separada galvánicamente. Gracias al diseño robusto funciona de forma fiable a temperaturas de -25 °C a +70 °C. La

carcasa compacta y el elevado rendimiento de más del 90 % también permiten el uso en cajas de distribución pequeñas. El control funcional LED simplifica la puesta en servicio y la certificación UL-1741 facilita la homologación de todo el sistema.

Una solución en la nube para monitorizar múltiples instalaciones El servidor Em2 es una solución por software de Carlo Gavazzi que completa su gama de productos sobre gestión de la energía convencional para aplicaciones multipunto basadas en VMU-C EM. Integra la aplicación de software y la base de datos de manera sencilla recogiendo local o remotamente la información procedente de hasta 100 equipos VMU-C EM. Con este software ofrecen, de la mano de un único proveedor, los medidores de energía, gateways y la gestión de los datos. El acceso está protegido garantizando la seguridad. La página principal muestra en un mapa la localización de las diferentes instalaciones. Un árbol jerárquico permite navegar por los datos con facilidad y según las necesidades del puesto de control, se obtienen vistas móviles y redimensiona-

bles. La exportación de los datos se realiza en formato xls. La herramienta “Perfil de Carga” permite el análisis estadístico de los consumos para determinar el consumo diario apropiado de la planta. Los perfiles se pueden exportar como ficheros Excel o ser representados como diagramas. También se generan cuadros sinópticos que representan gráficamente el estado actual de la planta. Los medidores de energía con iconos activos muestran los estados y las variables en tiempo real. Se pueden crear múltiples vistas sinópticas con fondo personalizable. energética

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PRODUCTOS | SERVICIOS ThermProtect protege a los colectores solares planos del sobrecalentamiento El grupo Viessmann ha presentado un innovador tratamiento selectivo denominado ThermProtect para colectores solares planos de autolimitación inteligente por temperatura, que evita el sobrecalentamiento de las instalaciones solares y la formación de vapor. De este modo, es el propio panel el que limita la temperatura, lo que supone un verdadero salto innovador en el sector solar térmico, donde hasta ahora se utilizaban sistemas como el vaciado (drainback), los tubos de vació, los sistemas de llenado de agua o los aerotermos, que ahora ya no son necesarios. Esta innovadora tecnología patentada por el fabricante ale-

mán, presentada en la sede de Viessmann en la localidad de Pinto (Madrid), es el primer tratamiento selectivo del absorbedor para los colectores planos Vitosol de la marca germana, que autolimita la absorción de energía a partir de una determinada temperatura del absorbedor. El nuevo tratamiento consta de varios niveles. Uno de estos niveles está formado por dióxido de vanadio, un material inteligente de extraordinarias habilidades para cambiar de tamaño, forma y/o identidad física. Gracias al funcionamiento de capas conmutables, a partir de 75 ºC, la estructura cristalina del tratamiento del absorbedor realiza

una transición estructural que provoca un aumento de la emisividad, limitando automáticamente la absorción de energía. Cuando la temperatura del colector disminuye, la estructura cristalina recupera su posición inicial y la energía solar está de nuevo disponible en la instalación. El cambio de la estructura cristalina es reversible y está disponible ilimitadamente. El exceso de energía no requerida durante períodos de falta de demanda por parte de la instalación y los fenómenos propios del sobrecalentamiento y la formación de vapor se evitan de una forma eficaz y segura, y sin necesidad de aerotermos ni vaciados de los circuitos.

Este proceso es inherente a las propiedades físicas del material inteligente del absorbedor y se produce, por tanto, totalmente independiente de la configuración y los ajustes del sistema. Una instalación solar con ThermProtect es completamente segura por sí misma y se caracteriza por una fiabilidad y durabilidad operativa superior a la de los sistemas solares convencionales. Esta nueva tecnología se encuentra ya de serie en los colectores planos Vitosol 100-FM y Vitosol 200-FM.

icoVIT exclusiv, la nueva caldera de condensación de gasóleo Vaillant presenta la nueva caldera icoVIT exclusiv para viviendas uni o multifamiliares y pequeños edificios comerciales. Es perfecta tanto para casos de rehabilitación como de nueva construcción y con cualquier emisor: radiadores, suelo radiante o aire. icoVIT exclusiv está disponible con tres rangos de potencia, 10/15 kW, 16/25 kW y 21/35 kW, todas con tecnología de condensación y quemador de dos etapas, lo que permite que el sistema se adapte a todas las necesidades, proporcionando el más alto nivel de confort y facilidad de mantenimiento. Esta nueva caldera de condensación de gasóleo de pie incorpora los últimos avances tecnológicos y la más moderna ingeniería alemana. La eficiencia extremadamente alta y el ajuste preciso del

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rendimiento aseguran que cada gota de gasóleo proporcione su máximo rendimiento. icoVIT exclusiv funciona con tecnología de condensación ‘real’, es decir, con condensación completa de los humos de combustión. El calor de condensación se convierte en calor térmico y, por ello, casi se alcanza la máxima eficiencia térmica físicamente posible: hasta 99% PSC ó 105% PCI. El gran contenido de agua en el intercambiador de calor hace más sencillo el adaptarse a cualquier sistema hidráulico y el ventilador del quemador permite ajustar el rendimiento para una máxima

eficiencia. El silenciador del ventilador integrado asegura siempre un funcionamiento confortable. El quemador de dos etapas montado en disposición vertical es un diseño exclusivo de Vaillant y ofrece hasta un 70% de reducción en la frecuencia de conmutación, con respecto a una caldera convencional con quemador de una etapa. Ade-

más, evita la formación de hollín, incrementa el ahorro energético y las emisiones contaminantes a la atmósfera son mucho menores. icoVIT exclusiv cuenta, además, con un precalentador de gasóleo, filtros de gasóleo de calefacción exclusivo, un intercambiador de acero inoxidable, sistemas AKS y la posibilidad de controlar la caldera desde el teléfono móvil. La facilidad de uso y su volumen compacto permiten que se integre fácilmente en cualquier espacio interior. Además, es perfecta para hibridar con otros productos Vaillant.

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