Forestalia logra el aprobado ambiental para evacuar energía a Castilla y León, La Rioja y País Vasco
El Boletín Oficial del Estado (BOE) publicó el pasado 6 de diciembre la declaración de impacto ambiental que ha emitido el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) sobre la línea de Forestalia que permitirá evacuar energía sostenible en La Rioja, País Vasco y Castilla y León.
El proyecto, según ha informado la empresa aragonesa en una nota de prensa, ya disponía de las pertinentes autorizaciones de acceso y conexión por parte de Red Eléctrica en las subestaciones de Santa Engracia (La Rioja), Miranda de Ebro (Burgos) y Júndiz (Álava).
Este nuevo eje de Forestalia recoge energía sostenible desde varios parques fotovoltaicos y eólicos de la provincia de Zaragoza y es el quinto que recibe el visto bueno ambiental del Miteco después de tres ejes que evacuan en Cataluña y uno en el País Vasco.
La empresa ha explicado que este proyecto contribuirá a alcanzar los objetivos de transición energético de La Rioja, Castilla y León y País Vasco, «con una clara implicación empresarial y con la responsabilidad social en todos los territorios donde realiza sus actuaciones de energías sostenibles».
Las nuevas conexiones tienen varios tramos soterrados, para minimizar afecciones ambientales, paisajísticas y socioeconómicas y, según Forestalia, los ejes están alineados con las políticas de la Comisión Europea en su plan para impulsar las inversiones de mejora de las redes eléctricas hacia la transición energética.
La Unión Europea fija un incremento en los objetivos de mayor consumo de energías limpias, que deberá aplicarse en todos los sectores de la actividad: en el sector industrial, el uso de energías verdes deberá acrecentarse a un ritmo anual del 1,6 por ciento.
Castilla y León produce el 22% de la potencia eólica y el 26% de la hidráulica de España
Castilla y León produce el 22% de la potencia eólica instalada y el 25,7% de la hidráulica del total nacional, lo que la convierte en líder en este campo, de la misma forma que lo es en cuanto a potencia renovable, con el 18% del total, y en cuanto a la cantidad de energía limpia vertida a la red eléctrica. Según los datos de la Consejería de Economía y Hacienda de la Junta, el mix energético de la región permitió que durante el pasado ejercicio el 89,7% del total de la generación eléctrica fuera renovable, frente al 42,2% del conjunto del país. Desde la Administración regional, que subrayan que en Europa sólo Noruega, con un 98,6%, obtiene un porcentaje mayor de producción eléctrica renovable que la región.
Las previsiones de la Junta apuntan a un incremento en la instalación de potencia de energías renovables en torno a los 3.000 megavatios para la presente legislatura. “Nuestro compromiso fija un crecimiento de la energía fotovoltaica de 2.000 megavatios, otros 1.000 megavatios de instalación de potencia eólica y llegar a los 7.300 megavatios de potencia instalada. El objetivo en energía eólica, acorde con las estrategias en materia de renovables europea y de España, es de 10.000 nuevos megavatios en el año 2030”, recuerdan desde la Consejería de Economía y Hacienda.
Solar fotovoltaica
En el caso de la solar fotovoltaica, la región cuenta con el 7,17% de la potencia instalada nacional, a lo que se suma el 9,24% de otras renovables, como biogás, biomasa, aprovechamientos hidráulicos y geotermia. Al término de 2022, Castilla y León contaba con 134 megavatios de potencia fotovoltaica de autoconsumo, una cifra que creció en los seis primeros meses de este año con la instalación de 74,2 megavatios, más del doble que en todo el ejercicio anterior.
De hecho, la Consejería de Economía y Hacienda destaca que hasta el pasado mes de julio se presentaron más de 20.300 solicitudes de instalaciones para el autoconsumo y el almacenamiento de energía, que supondrían la puesta en marcha de más de 595 nuevos kilovatios de potencia instalada en los tejados de la región y una capacidad de almacenamiento de cerca de 40 megavatios.
Producción eléctrica
Según los datos del Ente Regional de la Energía (Eren), la producción bruta de electricidad de Castilla y León alcanzó los 23,68 millones de megavatios hora en 2022, lo que supone el 8,21% del total nacional. Burgos, con casi la cuarta parte del total regional, es la provincia con una mayor producción energética, sobre todo eólica, de la que es la primera generadora autonómica; seguida de Salamanca, con el 16% y centrada en la hidráulica, de la que es líder en Castilla y León; y de Soria y Valladolid, con más del 12%, cada una, gracias a sus parques eólicos. Cierran la tabla Zamora y Palencia, con poco más del 10% en cada caso; León, con casi el 8%; Ávila, con el 3,5%; y Segovia, con el 1%.
Zamora podría contar con una primera planta de biometano que generaría 36 puestos de trabajo
La inversión para la construcción de esta planta de biometano se estima en unos 20 millones de euros
Grupo IberEólica Renovables anuncia la incorporación del biogás a su portfolio de soluciones energéticas con la puesta en marcha de Ibereólica Bioenergy. Esta nueva iniciativa apuesta por la generación de energía limpia a partir de los residuos ganaderos, agrícolas, forestales y de la industria agroalimentaria para la producción de abonos orgánicos, biofertilizantes y gas de origen renovable.
Con más de 27 años de experiencia en la generación de energías limpias, el Grupo sigue ampliando horizontes y se abre paso en el biometano, con una primera planta que se ubicará en Cerecinos de Campos (Zamora).
El innovador proyecto, que valorizará hasta 60.000 toneladas anuales de estiércol, procedente de granjas ovinas y vacunas cercanas, generará abonos orgánicos, biofertilizantes, y biogás. Éste último será purificado para la obtención de biometano de origen renovable que será inyectado en la red de distribución de gas. El proyecto permitirá, además, capturar el CO2 generado en el proceso, y aprovecharlo para la fertilización carbónica de invernaderos, viveros, y campos de cultivo experimentales.
Esta primera planta de biometano, supondrá una inversión cercana a los 20 millones de euros con la que Grupo Ibereólica, además de generar energía sostenible, prevé tener un impacto notable en la economía local. Para ello, el Grupo apuesta por la creación de aproximadamente 36 puestos de trabajo, directos e indirectos durante la fase de explotación, y por la colaboración con empresas locales como la Cooperativa Consorcio Promoción del Ovino que permitirá dar impulso a nuevas actividades relacionadas con la gestión sostenible de residuos y su valorización en un futuro inmediato.
BIORIG invertirá 250 millones de euros para construir 10 instalaciones de producción de biometano
Se estima que las instalaciones, que se construirán en áreas rurales de las provincias de León, Zamora, Salamanca, Valladolid, Burgos y Soria, estén operativas a finales de 2025
Las 10 plantas permitirán reutilizar más de 1 millón y medio de toneladas de residuos agrícolas y ganaderos
Biorig, división de biometano de Solarig, ha anunciado una inversión de 250 millones de euros para el desarrollo, la construcción y la operación de 10 instalaciones de producción de biometano en la comunidad de Castilla y León.
El anuncio se enmarca en el Plan Estratégico que la compañía está implementando y cuyo objetivo es diversificar sus áreas de actividad hacia el desarrollo de proyectos que contribuyan a la transición energética y a la descarbonización. Con esta finalidad, Biorig tiene previsto desarrollar 20 plantas de producción de biometano en España.
El conjunto de plantas producirá el biometano equivalente al consumo total anual de gas del 20% de las viviendas de la comunidad autónoma.
Las nuevas instalaciones se ubicarán en áreas rurales de municipios de las provincias de León, Zamora, Salamanca, Valladolid, Burgos y Soria, generando un elevado impacto positivo en el desarrollo rural y sostenible de la zona. Asimismo, este proyecto creará más de 350 puestos de trabajo y permitirá valorizar más de 1 millón y medio de toneladas anuales de residuos agroganaderos que evitarán la emisión de 300 mil toneladas de CO2 a la atmósfera. Está previsto que las instalaciones, cuyo desarrollo ya se ha iniciado, estén operativas a finales de 2025. El proyecto de desarrollo de la primera de estas instalaciones fue presentado el pasado mes de octubre en San Millán de los Caballeros (León).
“Castilla y León concentra el mayor potencial generador de biometano en España. Estas instalaciones, además de ser nuevas fuentes de producción de energía verde, constituyen infraestructuras esenciales para la correcta gestión y valorización de los residuos a largo plazo en el territorio. Hace 15 años invertimos y construimos la mayor planta de energía solar en Castilla y León, en los municipios de Frechilla de Almazán y Coscurita (Soria), una infraestructura que actualmente continúa produciendo energía renovable de forma estable. Hoy anunciamos el desarrollo de 10 plantas que conforman nuestra apuesta por el biometano en esta comunidad autónoma”, ha explicado Miguel Ángel Calleja, presidente de Solarig.
“Actualmente ya estamos desarrollando las 10 instalaciones que utilizarán, todas ellas, como principal fuente energética, los residuos agroganaderos. Serán plantas 100% sostenibles, de cero emisiones, respetuosas con el entorno rural y que cumplirán con las normativas medioambientales y de nutrición sostenible de suelo agrícola más rigurosas. Nuestro plan de crecimiento en Castilla y León constituye un factor diferencial para su desarrollo energético y un motor de crecimiento para sectores estratégicos como el agrícola y el ganadero”, ha señalado Manuel Alonso, director general de Biorig.
Tecnología de vertido CERO
Las 10 instalaciones contarán con tecnología de última generación para asegurar el vertido cero: desde la captura del CO2 biogénico hasta el aprovechamiento de las aguas pluviales, permitiendo un consumo cero de agua y asegurando el vertido cero. Así mismo, los subproductos o digestatos (los residuos que quedan tras el proceso por el que se obtiene la energía), una vez extraído su potencial para la producción del biogás, serán tratados para convertirse en fertilizantes orgánicos. De esta forma se reducirá la dependencia de abonos químicos y se contribuirá a una fertilización más sostenible de los suelos agrícolas de la región.
La Junta adjudica las obras para la implantación de energía solar fotovoltaica en la Comunidad de Regantes de San Isidro en Soto de Cerrato
La instalación fotovoltaica supondrá una inversión de 1,34 millones de euros y será financiada al 50% entre el Itacyl y los regantes
La Consejería de Agricultura, Ganadería y Desarrollo Rural, a través del Instituto Tecnológico Agrario de Castilla y León (Itacyl), ha adjudicado las obras del ‘Proyecto de instalación de planta fotovoltaica en autoconsumo para la modernización del regadío de la Comunidad de Regantes de San Isidro en Soto de Cerrato (Palencia)’, por un importe de 1.342.971 euros, a la empresa Elecnor Servicios y Proyectos S.A.U, que tendrá un plazo de ejecución previsto de doce meses.
Las obras van a consistir en la instalación de un parque fotovoltaico con seguidor a un eje para suministrar energía eléctrica a la estación de bombeo que actualmente tiene la Comunidad de Regantes. Se realizará una interconexión desde el parque hasta el cuadro y nuevos variadores de frecuencia de las bombas.
La Comunidad de Regantes administra una superficie regable de 841 hectáreas en los términos municipales de Soto de Cerrato y Reinoso de Cerrato, ambos en la provincia de Palencia.
Esta actuación se realiza en aplicación del convenio de colaboración entre el Itacyl y la Comunidad de Regantes para el pilotaje de sistemas innovadores y sostenibles de suministro energético para el riego basados en energías alternativas, por el que se estableció el régimen de financiación correspondiendo un 50% a cada una de las partes.
Con la ejecución del proyecto, la Comunidad de Regantes consigue un regadío más sostenible, reduciendo los costes operativos de su actividad al conseguir una importante independencia energética respecto del suministro eléctrico convencional, lo que implica una sustancial mejora en la competitividad y la rentabilidad de las explotaciones y un ahorro para los regantes.
Enresa comenzará en enero el traslado del material radioactivo de Garoña
La Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa) comenzará a cargar los contenedores de combustible gastado de la central nuclear de Santa María de Garoña (Burgos) la segunda quincena de enero en el marco de la primera fase del desmantelamiento de la instalación que comenzó con la transferencia de la titularidad -por parte de Nuclenor- el pasado 19 de julio.
Así lo ha trasladado a los medios el responsable del desmantelamiento de la central nuclear de Santa María de Garoña, Manuel Ondaro del Pino, durante una visita informativa sobre el proyecto de desmantelamiento y clausura de la instalación.
El combustible gastado se almacenará en 49 contenedores que permanecerán en el Almacén Temporal Individualizado (ATI) junto a otros aproximadamente seis de residuos especiales -con los componentes internos del reactor ya en la segunda fase-, pero estos de características diferentes.
A la intemperie y en dos grandes losas antisísmicas, Garoña guardará, tanto el combustible gastado en ella como los residuos de alta actividad, hasta el año 2073, fecha en la que se trasladarán definitivamente a un Almacén Geológico Profundo (AGP).
Nuclenor llenó el primer contenedor -de estos 49- antes de la transferencia de la titularidad a Enresa, que ahora continuará con la carga de cuatro contenedores tras haber implementado medidas adicionales de seguridad a petición del Consejo Regulador de Seguridad Nuclear.
«Vamos a empezar la próxima semana con las pruebas de las diferentes actividades y los diferentes procedimientos a ejecutar porque nuestra intención es en la segunda quincena de enero poder empezar con la carga de los cuatro contenedores que nos quedan pendientes de la de esta primera fase y luego ya vendrán los restantes hasta completar los 49», ha explicado Ondaro, que ha precisado que el proceso de carga de cada contenedor es de dos semanas.
«Las centrales no fueron diseñadas para desmantelarlas», ha apostillado el máximo responsable de este proceso, al tiempo que ha detallado que una vez se haya realizado la gestión del combustible gastado y tengan la licencia del Centro de Seguridad Nuclear (CSN) para la Fase 2 comenzarán con el desmontaje de los grandes componentes, en este caso de los internos de la vasija, el secador, el evaporador y realizarán la gestión de los residuos.
Posteriormente, descontaminarán las paredes de los edificios para demostrar que se pueden demoler de forma convencional y, por último, Enresa también se encargará de la vigilancia radiológica del lugar. Así, cuando recban el visto bueno del CSN devolverán la instalación al propietario, en este caso, a Nuclenor. Todo ello, en un plazo estimado de 10 años – tres años la Fase 1 y siete años la Fase 2.
En cuanto a la estimación presupuestaria de las dos fases, aunque puede haber una reestimación, el coste inicial es de 475 millones de euros a los que habría que sumar 180 millones de euros correspondientes del coste de los contenedores de combustible gastado.
Respecto al personal que durante esta década en la que se va a acometer el desmantelamiento, Ondaro los ha dividido en tres grandes bloques. Por un lado, el personal de Enresa que se compone de 31 personas en los diferentes servicios, casi el doble que se empleó en el proceso de José Cabrera; por otro lado, el personal de Nuclenor en prestación de servicios, alrededor de 70 personas; y también unas 185 personas de diferentes empresas colaboradoras en diferentes ámbitos. En la fase última se acomodará el personal al trabajo e irá «a la baja», ha deslizado Ondaro.
Ondaro ha explicado que hay cuatro tipologías de residuos radiactivos: «El residuo de alta actividad lo vamos a gestionar en contenedores diseñados al uso, luego hay residuos especiales que es una menor cantidad y que provienen fundamentalmente del corte y la segmentación de los internos y los residuos de baja y media actividad y de muy baja actividad», estos últimos se gestionarán en el almacén de residuos El Cabril (Córdoba).
«En la primera fase vamos aproximadamente a gestionar unas 7.000 toneladas de materiales, 4.000 provenientes del edificio de turbina, de los que el 50 por ciento de ese material será considerado como residuo de baja y media actividad y muy baja actividad, y el otro 50 por ciento que será clasificado como residuo convencional y se gestionará con los gestores autorizados», ha detallado.
Desde que se produjo la transferencia el pasado 19 de julio y hasta la fecha, Enresa ha dedicado estos meses a adaptar la documentación a los requerimientos que tienen que finalizar antes de enero para mandarlo al CSN y también han adjudicado otras grandes obras para modificar el edificio de turbina que empezarán a ejecutar el próximo año.
Este edificio que aloja la turbina, la máquina para transformar la energía, se convertirá durante el desmantelamiento en el almacén auxiliar de desmantelamiento, donde se llevarán a cabo las actividades de acondicionamiento de residuos en los contenedores de hormigón.
«Una vez que tengamos esto desmontado y adecuado la instalación del centro de acondicionamiento de residuos, podremos llevar a cabo aquí las actividades de acondicionamiento de residuos en los contenedores de hormigón y su adecuación y envío como residuos de baja y media actividad al almacenamiento de El Cabril», ha explico durante la visita la jefa de Servicio de Protección Radiológica, Marta Gómez.
Concretamente, van a desmontar de este edificio unas 4.000 toneladas de residuos metálicos de las que estiman por las caracterizaciones previas que aproximadamente el 50 por ciento salga material «desclasificado, limpio, convencional para su reciclado en el sector industrial» y el 50 por ciento «residuo de baja y media y muy baja para su gestión y envío a El Cabril». Enresa lleva a cabo este proceso con el objetivo de minimizar la cantidad de residuos que se generan, ha asegurado Gómez.
Castilla y León impulsa con casi dos millones de euros actuaciones de eficiencia energética en explotaciones agropecuarias
La Junta de Castilla y León destinará 1,9 millones de euros en ayudas para subvencionar actuaciones de eficiencia energética en explotaciones agropecuarias, con carácter extraordinario, y por razones de interés político y social. Así se publicó en el Boletín Oficial de Castilla y León, a través de la Orden de 2 de noviembre de 2023, de la Consejería de Agricultura, Ganadería y Desarrollo Rural, por la que se convocan las ayudas para promover actuaciones de eficiencia energética en explotaciones agropecuarias para el año 2023.
El objeto que se persigue a través de las inversiones subvencionadas es incentivar la realización de actuaciones que cumplan con unos requisitos predeterminados en el ámbito de la mejora de la eficiencia energética y mejoras medioambientales, con un efecto significativo en la disminución de emisiones de CO2.
Con estas ayudas se benefician especialmente dos tipos de inversiones en explotaciones agrarias. Por un lado, aquellas relacionadas con el ahorro energético de sistemas de regadío implantados. Y, por otro, mejora la eficiencia energética y utilización de energías renovables en explotaciones agropecuarias que reduzcan el consumo de energía final y de emisiones de CO2.
Podrán ser beneficiarios de estas ayudas tanto personas físicas como jurídicas titulares de explotaciones agrarias, comunidades de regantes y otras organizaciones de gestión común del agua, cualquier organización de productores agrícolas, comunidades de energías renovables, así como empresas de servicios energéticos.
Las solicitudes podrán presentarse hasta el 29 de diciembre de 2023 y podrán alcanzar una intensidad máxima de ayuda del 30% del coste elegible. Estas subvenciones, financiadas por el Fondo Nacional de Eficiencia Energética, se enmarcan en el Programa de ayudas para la realización de actuaciones de eficiencia energética en explotaciones, regulado por el Real Decreto 149/2021, de 9 de marzo.
Con esta convocatoria se da por concluido el programa iniciado en el año 2021 por el que ya se han concedido ayudas por 1,12 millones de euros. El total de las mismas, por tanto, alcanza los 3 millones de euros.
La compañía estatal noruega Statkraft compra la ingeniería española Enerfin por 1.800 millones de euros
Enerfin cuenta en la actualidad con un parque eólico en operación en Castilla y León, y pronto empezará la construcción de Cernégula, con 47 MW
El grupo Elecnor ha confirmado este viernes la firma de un acuerdo para la venta por 1.800 millones de euros de su filial Enerfin, centrada en el negocio de las energías renovables, a la hidroeléctrica estatal noruega Statkraft, que se convertirá en su socio único.
Según ha comunicado la entidad española a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), la venta se ha realizado concretamente a la filial Statkraft European Wind and Solar Holding AS, dedicada al desarrollo de proyectos de energías renovables.
La operación se ha realizado mediante un contrato de compraventa de participantes sociales, que la empresa noruega habría adquirido al 100 por 100.
El valor de Enerfín reconocido en la operación es de 1.800 millones de euros a la fecha de firma del contrato de compraventa.
La decisión de vender dicha filial fue conocida en febrero de 2022, aunque sería en junio cuando optaría por encontrar un socio que se hiciese con su participación completa.
En sus últimos resultados Elecnor ya anotó la aportación de Enerfín como «resultado de Operaciones Interrumpidas», al estar considerar a este negocio como «mantenido para la venta».
El grupo Elecnor ganó 73,7 millones de euros de enero a septiembre de este año, un 4 % más que en el mismo periodo del ejercicio anterior, impulsado por el dinamismo de su negocio en Estados Unidos, España e Italia, fundamentalmente.
Por su parte, la noruega Statkraft ha informado esta medianoche en un comunicado que el valor estimado de 1.800 millones incluye deuda y capital, sujeto a los ajustes habituales en estos procesos.
La plataforma renovable de Enerfin incluye 1.500 megavatios (MW) en operación y construcción, y una cartera de proyectos en diferentes estados de desarrollo.
La transacción está pendiente de las respectivas autorizaciones en los diferentes países a los que afecta y el cierre de la misma se espera para el primer semestre de 2024.
Con esta operación, Statkraft se sitúa entre los diez mayores productores eólicos en España y entre los tres primeros de Brasil, con 1.500 MW de capacidad instalada, ha dicho la energética pública noruega.
En España, Statkraft incrementa con la incorporación de Enerfin su cartera renovable en 1.600 MW y su capacidad instalada alcanza los 650 MW.
La producción conjunta de las plantas renovables de ambas compañías es suficiente para abastecer el consumo medio anual de más de 450.000 familias españolas.
Statkraft incorporará en España a 90 empleados de Enerfin, con lo que su equipo en el país pasa a estar formado por más de 250 profesionales.
Enerfin cuenta en la actualidad con seis parques eólicos en operación, que suman una capacidad instalada de 410 MW, repartidos entre Navarra, Castilla y León, Galicia, Comunitat Valenciana y Andalucía.
Además, está construyendo en Navarra el parque eólico Ribera Navarra, de 139,2 MW de capacidad, y empezará próximamente la construcción del de Cernégula, de 47 MW, en Castilla y León.
El parque eólico Ribera Navarra está previsto que entre en operación a finales de años y el de Cernégula en 2024.
Iberdrola inaugura un centro de innovación y formación pionero en Castilla y León
El presidente de la Junta de Castilla y León, Alfonso Fernández Mañueco, y el CEO de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, han inaugurado en la localidad zamorana de Muelas del Pan un centro de innovación y formación pionero en Castilla y León. Han dado así el pistoletazo de salida oficial a unas instalaciones de última generación donde más de 800 personas recibirán formación en sus aulas anualmente, contribuyendo a la dinamización económica sostenible de la zona.
Este nuevo centro supone una apuesta de la compañía por la atracción del talento, la tecnología, la I+D y la colaboración con centros tecnológicos como palancas para liderar la transición energética, la recuperación verde de la economía y el empleo y la empleabilidad de jóvenes y profesionales senior en sectores de futuro.
El CEO de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, ha destacado que si la central de Ricobayo cuando se puso en marcha generaba la luz que iluminaba las casas de toda España, “el Campus de Ricobayo que hoy tenemos el placer de inaugurar pretende iluminar el talento del futuro.
“La tecnología y la innovación están transformando el mundo a una velocidad vertiginosa, que dota a áreas ricas en energía renovable de oportunidades para albergar nuevas industrias ligadas a las transformaciones energética y digital. Ejemplo de ello son: la fabricación de suministros renovables y su reciclaje, el vehículo eléctrico, el hidrógeno verde o los centros de procesamiento de datos, que necesitarán talento joven y senior, a la vanguardia y formados en estas tendencias”, ha afirmado Ruiz-Tagle.
Asimismo, el CEO de Iberdrola España ha subrayado que “este campus incluye un espacio innovador y abierto para la formación de habilidades, maquetas hidráulicas e incluso un simulador de realidad virtual. Este importante hito representa el compromiso del sector privado y la administración con el crecimiento y el desarrollo de las zonas rurales de España, una puerta abierta hacia un futuro de oportunidades para la comunidad”.
Durante la visita al centro de formación, el presidente regional, acompañado tambien del consejero de Economía y Hacienda, Carlos Fernández Carriedo, el presidente de la Diputación de Zamora, Javier Faúndez, y el alcalde de Muelas del Pan, Luis Alberto Miguel, han conocido de primera mano el compromiso de Iberdrola con el programa europeo Re-skilling 4 Employment, una iniciativa de la European Roundtable of Industry (ERT) -coliderada por la compañía-, con el objetivo de capacitar y formar en nuevas habilidades para personas en riesgo de perder su puesto de trabajo por el impacto de la brecha digital. El proyecto persigue promover entre 2,5 y 5 millones de empleos en Europa y entre medio millón y un millón en España para 2030 entre colectivos como parados de larga duración, jóvenes y mayores de 45 años.
Un camino hacia la gestionabilidad…
El Curtailment, una realidad que cada día afecta más a la generación mediante fuentes renovables, y a tener muy en cuenta en los próximos años
Texto:
Juan José García Pajuelo
Director Técnico Unidad de Energía de Arram Consultores, SL
En la actualidad, además de otras muchas cosas importantes a tener en cuenta en el apasionante mundo de la generación de energías mediante renovables, nos encontramos ante una situación en la que cada día nos deberíamos ir familiarizando más con esta palabra, “Curtailment”. Fenómeno que, en el presente año, ha sucedido o se ha aplicado en ocasiones puntuales y a lo largo de algunos meses muy concretos, pero que, en un futuro no muy lejano, si la tendencia no cambia, se llevará a cabo de manera bastante más repetitiva, con el impacto que dicha actuación conllevará en los balances y estudios financieros, así como en los periodos de amortización de las inversiones que las diferentes partes intervinientes han de tener en cuenta en el desarrollo de renovables.
Una vez dicho esto, seguramente nos estemos preguntando el porqué de este fenómeno o de qué se trata, y es algo tan sencillo como lo que ocurre, debido a que tanto el sol como el viento tienen el problema de la intermitencia. Como sabemos muy bien, no siempre luce el sol y cuando lo hace su intensidad es variable; y, de la misma forma, no siempre sopla el viento, por lo que su variabilidad también es amplia. Esto motiva a que haya momentos en los que se produce más energía de la que es demandada (exceso de sol y/o de viento), y este desajuste entre producción y demanda, provoca el denominado “Curtailment”, es decir, que haya un exceso de electricidad de origen fotovoltaico y/o eólico que no se aprovecha, situación que es ineficiente y constituye una contradicción con el objetivo de generación eléctrica sostenible.
Dicho suceso, obliga al operador de red, velando siempre por la estabilidad del sistema nacional de distribución y transporte de energía, a tener que compensar dicho desfase, llevando a cabo a través de los centros de control, una reducción o limitación de la inyección de potencia mediante una consigna a las diferentes plantas de energía renovables, generalmente centrándose en solares fotovoltaicas y eólicas, con un punto de conexión a lo largo de su red.
No obstante, aunque la palabra y su definición sea fácil de explicar o sintetizar, no lo es tanto el motivo del porqué sucede, así como las repercusiones que tiene y sobre todo las posibles soluciones futuras que puedan posibilitar la reducción de este acontecimiento al máximo y es en eso, es en lo que nos vamos a centrar a continuación.
¿A qué se debe y cuál es la repercusión que tiene?
Si tiramos de hemeroteca y observamos los datos ofrecidos por el operador del sistema para este mes pasado de noviembre, nos encontramos con una distribución de potencia instalada en el que como vemos, la suma de energía entre eólica y fotovoltaica asciende a un 43,84% con respecto al resto.
POTENCIA INSTALADA SEGÚN TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN
Extrapolando los datos de la misma fuente a lo que ocurría a lo largo de un día, y si en concreto “centramos el tiro” en analizar la generación de energías renovables, nos damos cuenta de lo anteriormente expuesto, y es que la generación, sobre todo de fotovoltaica, se centra en las horas centrales del día donde la demanda no está en su pleno apogeo.
PERFIL DIARIO DE GENERACIÓN EÓLICA Y FOTOVOLTAICA (MW)
PERFIL DE DEMANDA DIARIO
La curva de pato
Esto se hace más clarividente, cuando a “golpe de vista” se nos muestra el perfil de energía acumulada a lo largo de un día, donde se puede percibir el desequilibrio de tiempo entre la demanda máxima y la producción de energía renovable, debido a que, la demanda máxima se produce después de la puesta del sol, cuando la energía solar ya no está disponible.
Este efecto es particularmente más relevante en esos lugares donde se ha instalado una cantidad sustancial de energía eléctrica solar, ya que la cantidad de energía que debe generarse a partir de fuentes distintas a la energía solar o eólica, muestra un rápido aumento alrededor de la puesta del sol y los picos en las horas de la tarde, produciendo un gráfico que se asemeja a la silueta de un pato, de ahí su nombre.
PERFIL DE GENERACIÓN ACUMULADA (MW)
El gran aumento en la generación de instalaciones fotovoltaicas, ha incrementado la oferta y provocado una disminución en los precios. Sin embargo, esto supone una dificultad añadida para el operador del sistema eléctrico (Red Eléctrica), quien debe conseguir y vigilar el equilibrio entre la oferta y la demanda, viéndose obligado en ocasiones a ordenar la parada o reducción (Curtailment) de la generación en determinadas instalaciones renovables. No debe extrañarnos ver a veces que no giran las palas de los aerogeneradores aún en días con suficiente viento o que las instalaciones fotovoltaicas tengan ordenes de parada, pudiendo estar, por las condiciones climatológicas, a pleno rendimiento.
Conclusiones y lecciones aprendidas…
Nos encontramos ante un paradigma futuro con bastante incertidumbre, con una generación fotovoltaica y eólica pura (con conexión directa a red) que en los últimos años ha crecido de manera exponencial y con una tendencia al alza, que tarde o temprano y debido al auxilio que la red de distribución y transporte actual nos está pidiendo, ha de cambiar.
ANÁLISIS DE LA CURVA DE DEMANDA ACUMULADA (USO ALMACENAMIENTO)
¿No creéis que es el momento de analizar el mercado que tenemos delante de nuestros ojos? ¿No pensáis que es ahora cuando se ha de regular el mercado del almacenamiento, con unos precios que no “maten” su rentabilidad y usar esta herramienta como manera de aplanar la curva de demanda frente a la de generación? ¿No consideráis que es hora de pararnos un poco a pensar y observar la gráfica anterior, y plantearnos mediante el uso del almacenamiento y/o hibridación, dar una vuelta a la curva de generación acumulada y tener un defecto de generación en horas centrales (almacenando energía) y un aumento en horas de demanda punta (inyectándola)? ¿Es el momento quizás de hibridar y aprovechar esa energía que debido al “Curtailment” estamos desaprovechando?
Desde Arram Consultores, pensamos que sí, y por lo tanto os invitamos a dar una pensada juntos de la situación y propongamos soluciones hacia una red mucho más gestionable…
La curva de pato representa un desafío en la gestión de la oferta y la demanda de energía eléctrica en presencia de una creciente participación de la generación renovable intermitente. Sin embargo, con soluciones adecuadas, es posible mitigar sus efectos y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y eficiente. El almacenamiento de energía, la flexibilidad en la demanda, la mejora de la infraestructura eléctrica y la diversificación de la matriz energética son estrategias clave para abordar este desafío futuro.
¿Te subes al carro?
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