Redexis Gas continúa su plan de crecimiento en Ávila con la inversión de 3 millones de euros en Arenas de San Pedro

Posted on

OLYMPUS DIGITAL CAMERA

Redexis Gas, una de las principales compañías dedicadas al transporte y distribución del gas natural en España, continua su plan de expansión en Ávila, en concreto en Arenas de San Pedro, con una inversión prevista de más de 3 millones de euros para la construcción de más de 13 kilómetros de red en la localidad.

El director general de Redexis Gas en la Zona Centro, Carlos Losada, y el delegado territorial Redexis Gas en Castilla y León, Alberto Andrés Alonso, han presentado hoy al alcalde de Arenas de San Pedro, Carlos Sánchez Mesón, los planes de inversión y desarrollo en el municipio y han visitado la buena marcha de las obras, que han favorecido la creación de 45 puestos de trabajo directos e indirectos.

Durante la visita, el primer edil manifestó que la llegada del gas natural “va a contribuir de manera directa en la reactivación económica de nuestra localidad y además ha generado empleo y generará empleo, que espero que sea también de personas de nuestro municipio”. Y añadió: “Desde este Ayuntamiento seguiremos facilitando y favoreciendo, dentro de la legalidad, el normal desarrollo de las obras de canalización y distribución del gas natural, en las que todos salimos ganando”.

Por su parte, Carlos Losada, director general de Redexis Gas en la Zona Centro, comentó: ”Estamos muy satisfechos con las obras, que están transcurriendo según los planes previstos”. Y añadió: “Las redes de distribución de Redexis Gas permitirán a los habitantes y negocios de Arenas de San Pedro acceder y beneficiarse de una fuente de energía cómoda, segura, y capaz de generar importantes ahorros en la factura energética”.

El proyecto de implantación del gas natural del municipio de Arenas de San Pedro contribuirá a incrementar el bienestar y la calidad de vida de sus ciudadanos y supondrá un impulso para la reactivación económica del municipio. La llegada del gas beneficiará a los cerca de 7.000 habitantes y la práctica totalidad del sector terciario de la zona, que a través del acceso a una energía más limpia y eficiente podrán incrementar su eficiencia con ahorros de entre el 30% y el 40% en su factura.

El gas natural es una fuente de energía limpia, segura, cómoda y eficiente, que dota de ahorros y confort a las familias y que proporciona competitividad a los negocios e industrias. Es de muy alto rendimiento en la combustión y de mínimas emisiones y bajo impacto medioambiental.

Redexis Gas en Castilla y León
Redexis Gas cuenta en la actualidad con 916 kilómetros de redes gasistas de transporte y distribución en Castilla y León. Está presente en 36 poblaciones con acceso a gas natural en las provincias de Ávila, Burgos, Salamanca, Segovia, Valladolid, León y Soria. La firma ha invertido más de 140 millones de euros hasta la fecha en el desarrollo de redes e instalaciones en la comunidad autónoma.

Anuncios

“Las plantas de energía híbridas permiten generar energía eólica y solar en diferentes momentos, y de forma más estable”

Posted on

eduardo collado cast leonArtículo de
Eduardo Collado
Head of Business Development en Kaiserwetter

En un contexto energético como el de España, que necesita cumplir con los objetivos de la Unión Europea para las energías renovables en 2020, la importancia que tiene el mix de energía Solar Fotovoltaica y la Eólica, ya que estamos en un país que tiene grandes recursos para estas dos tecnologías, y de que además hasta ahora solamente se han puesto juntas las dos en pequeñas instalaciones aisladas en el campo, en las que ya descubrieron sus propietarios la importancia de tener unos pocos módulos fotovoltaicos y un pequeño aerogenerador, instalaciones con las que todos nos hemos tropezado cuando vamos por las carreteras españolas, instalaciones además que han sido realizadas por propietarios que han puesto su propio dinero, al ver lo costoso que era llevar la línea de la empresa eléctrica de turno.

Conexión a red
Además de este tipo de instalaciones aisladas, en las que el almacenamiento está presente, también podríamos plantearnos, como en muchas otras partes del mundo, compatibilizar ambas tecnologías en instalaciones de conexión a red, utilizando y rentabilizando los mismos recursos. Hagamos un pequeño resumen de algunas de estas sinergias sobre él porque ocurre esto:

  • Un emplazamiento de una instalación eólica, tiene superficies en las que se puede instalar una planta fotovoltaica complementaria.
  • La combinación de los sistemas fotovoltaicos y eólicos, pueden hacer que con el mismo recurso de terreno ocupado, se pueda llegar a producir hasta el doble de cantidad de electricidad, mientras que se ha constatado que las pérdidas causadas por sombreado de los aerogeneradores son solo del orden de un dos por ciento a lo sumo.
  • La construcción de este tipo de plantas de energía híbridas no requiere expansión de la red debido a que estas plantas generan energía eólica y solar en diferentes momentos.
  • Los efectos sobre las redes eléctricas hacen que dichas redes se comporten de una forma mucho más estable, ya que mientras que los aerogeneradores producen mucha más electricidad durante las partes más frías del año, debido a mayores niveles de viento sobre los meses de invierno, las plantas de energía solar genera más energía solar en el verano, compensando la producción de energía eólica.
  • Las pérdidas de sombreado de las instalaciones eólicas sobre las instalaciones fotovoltaicas, son mínimas.
  • Los elementos comunes que van a ser utilizados, tales como las conexiones a la red, autorizaciones, camino de acceso, red eléctrica de evacuación de energía…dan lugar a reducciones de costes significativos.

A la hora de ver el proyecto conjunto, también se tendrán una serie de interacciones mutuas entre ambas instalaciones:

  • La integración de la instalación fotovoltaica en la eólica, generará una reducción de la velocidad del viento y una perturbación perfil de viento, y como consecuencia la producción de energía del parque eólico disminuye aunque muy poco.
  • El la interacción de la instalación eólica, sobre la instalación fotovoltaica, deberán ser tenidos en cuenta entre otros, los siguientes temas:
    • Las pendientes de las áreas disponibles
    • Las propias sombras del horizonte
    • El impacto de sombra generada por los aerogeneradores

solaréolica

Pero todo ello se puede soslayar con un buen proyecto en algunos casos, teniendo en cuenta los efectos de la posible estabilización de la producción, al mezclar los dos tipos de tecnologías, ya que tendremos:

  • Viento durante el invierno, mientras que la radiación solar es baja
  • Viento durante la noche, cuando evidentemente no hay radiación
  • Viento durante las épocas de lluvias y los días nublados, mientras que la radiación es baja
  • Buena radiación en los días soleados, cuando tenemos anticiclón, y no tenemos viento

También se tendrán unas ganancias en el CAPEX, debidas a las sinergias entre el parque eólico y la instalación fotovoltaica:

  • Coste de los equipos eléctricos instalados
  • Coste de las redes de evacuación de energía
  • Costes de las obras de ingeniería civil (accesos, caminos …)
  • Coste del arrendamiento de tierras
  • Estabilización de la energía producida

Todo esto deberá de ser comparado con las pérdidas de ingresos ya apuntadas, cuando están funcionando las dos instalaciones, debido a las pérdidas de producción de energía, ya que las pérdidas debido a la instalación fotovoltaica, pueden provocar una pérdida de ingresos inferiores al 1,5% en las instalaciones fotovoltaicas, y las pérdidas en el aerogenerador, también pueden provocar una pérdida de ingresos inferiores al 2% (en comparación con la planta fotovoltaica independiente, según algunos estudios consultados).

El estudio deberá ser completo y contemplar:

  • Las interacciones mutuas
  • La degradación anual de módulos
  • Las tarifas
  • Las tasas de descuento

Otros de los puntos en los que podrían establecerse sinergias es en las actividades de operación y mantenimiento. Las experiencias internacionales realizadas son positivas, y en el marco futuro de la generación distribuida y las redes inteligentes, hacer que la generación sea estable, y que se adapte en la medida de lo posible a la demanda, va a hacer que el aprovechamiento de las redes actuales y las menores necesidades de inversiones adicionales vayan a cobrar cada vez una mayor importancia.

Es importante la realización de este tipo de instalaciones mixtas, con tecnologías solamente renovables, para los casos de pequeñas instalaciones aisladas, para las instalaciones medianas y pequeñas conectadas a red un importante autoconsumo, y para el aprovechamiento de emplazamientos ya existentes en las grandes instalaciones, en los que la conjunción de las dos tecnologías nos puede llevar a unas sinergias técnicas y económicas.

“La eólica regional cubre el 95% de la demanda eléctrica de Castilla y León”

Posted on

Luis Polo_director general AEE ©Jesus Umbria

Entrevista con
Luis Polo
Director General de Asociación Empresarial Eólica (AEE)

El 2014 fue un año muy negativo en cuanto a nuevos proyectos e inversiones para la eólica en España ¿Cómo se está comportando el 2015?

En el primer semestre de 2015 no se instaló ningún MW en el sector eólico debido a la Reforma Energética y no se esperan grandes novedades de aquí a final de año. Sin embargo, en los últimos meses se están dando pasos. La Planificación Energética hasta 2020 contempla la necesidad de 6.400 MW eólicos para cumplir con los objetivos europeos. Se ha desbloqueado la instalación de 450 MW eólicos en Canarias para reducir los extracostes de la generación convencional. Se ha aprobado la convocatoria de la primera subasta de 500 MW eólicos. Y el Plan de Relanzamiento de la Industria Eólica (PRIE) sitúa a nuestra industria en el lugar que le corresponde, como un sector industrial estratégico para este país.

¿Qué importancia tiene para sector eólico español desde el punto de vista de la producción y empresarial la región de Castilla y León?

Castilla y León es la comunidad autónoma que tiene mayor potencia eólica instalada en España: 5.560,01 MW de los 22.986 MW que hay en total en España, es decir un 24,2%. La región castellano-leonesa cuenta con 241 parques eólicos. Además, Castilla y León ha vuelto a ser la comunidad autónoma más eólica, con un total de 12.200 GWh de electricidad generada gracias al viento en 2014, lo que supone una cobertura de la demanda eléctrica de la comunidad del 95% y representa casi un 24% del total nacional, según datos de REE. En cuanto a la importancia industrial, esta región tiene 23 fábricas y centros industriales.

Actualmente ¿de qué factores depende más que vuelvan a instalarse megawatios eólicos con normalidad en España?, ¿factor político, regulatorio, financiero…?

Todos ellos están ligados, pero el regulatorio es clave. En España, lo primero es recuperar la confianza de los inversores, lo que pasa inexorablemente por modificar algunos aspectos de la Reforma Energética, como la posibilidad de modificar las condiciones económicas y, con ellas, la rentabilidad razonable, cada seis años.

La paralización de la inversión en nuevos parques eólicos ha puesto en riesgo la desindustrialización del sector. Para comunidades como Castilla y León ha sido y es muy negativo este proceso ¿Es consciente el Gobierno de lo que supone para el empleo?

Suponemos que sí, ya que desde 2008 se ha destruido la mitad del empleo eólico de España (hemos pasado de 40.000 a 20.000 empleos). La semana pasada el Gobierno y el sector eólico presentaron el Plan de Relanzamiento de la Industria Eólica (PRIE) por el cual el Gobierno pondrá en marcha una serie de medidas para potenciar la industria eólica española. Una de las consecuencias económicas del PRIE para el sector eólico será la creación de 3.500 nuevos puestos de trabajo industriales. Se creará empleo siempre que aumente la carga de trabajo y el PRIE trata precisamente sobre eso.

Un buen número de parques eólicos en España tiene ya casi diez años o más. En la disyuntiva de alargamiento de su vida o la repotenciación ¿Qué pesa más para las empresas?

Ambas opciones son perfectamente válidas y compatibles. Ahora bien, en España las repotenciaciones no despegarán hasta que no se simplifiquen las condiciones administrativas. A día de hoy, el ahorro que supone repotenciar frente a instalar un parque nuevo es insignificante.

Foto: Luis Polo, director general AEE ©Jesús Umbría

Som Energía refuerza su producción renovable con la compra de una central hidroeléctrica en Peñafiel

Posted on

SOM ENERGIA turbinas

La cooperativa de energía verde Som Energía ha logrado en pocas horas reunir 800.000 euros para invertir en la renovación y ampliación de una central hidráulica de 1 Mw de potencia en la localidad vallisoletana de Peñafiel. Som Energia desarrolla, además de la comercialización de electricidad certificada 100% renovable, proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables.

La nueva emisión de capital social voluntario de la cooperativa para invertir en energías renovables sólo ha necesitado de dos horas para conseguir el capital requerido. Con la voluntad de seguir aumentando la capacidad propia de producción, la cooperativa cerró a mediados de agosto la compra de una central hidroeléctrica de 1 MW de potencia, en la localidad de Peñafiel (Valladolid), concretamente en Valteína.

La central, de 1947, estuvo parada durante muchos años, hasta el 2004, cuando nuevamente se puso en marcha. La inversión recogida se destina precisamente a soportar la adquisición de la central.

Ana Marco, presidenta del Consejo Rector, asegura que los socios y las socias “que han vuelto a demostrar la voluntad de impulsar el modelo renovable “. Nuri Palmada, responsable de proyectos, enfatiza que la cooperativa “seguirá buscando nuevos proyectos que abran de nuevo la posibilidad de invertir en renovables y permitir así la participación de la ciudadanía en el cambio de modelo”.

Som Energia promueve también nuevas instalaciones renovables a través de otro modelo de inversión participada llamado Generation kWh. Este modelo permite invertir para impulsar proyectos que generen la electricidad que usa una familia o empresa durante los próximos 25 años.

SOM ENERGIA

Gas Natural Fenosa compra Gecalsa, que opera siete parques eólicos en Zamora y una planta fotovoltaica en Burgos

Posted on

Parque Eolico_Nerea_Requejo de Sanabria

Gas Natural Fenosa ha cerrado la compra del 100% de la firma castellano y leonesa de energías renovables Gecalsa, una vez obtenidas todas las autorizaciones pertinentes. Gecalsa opera 10 parques eólicos y una planta fotovoltaica en España que suman una capacidad instalada neta de 221 megavatios (MW).

Gecalsa es uno de los principales productores independientes de energía eólica en España y cuenta con una destacada presencia en Castilla y León. En concreto, Gecalsa opera en la comunidad siete parques eólicos en la provincia de Zamora, con una potencia instalada conjunta de 165 MW y una planta fotovoltaica en la provincia de Burgos.

La capacidad instalada neta incorpora la adquisición, por parte de Gecalsa, de la participación minoritaria en el parque eólico de Los Pedreros (Albacete), hasta alcanzar el 100%, tal y como se había contemplado en el acuerdo con Gas Natural Fenosa en el marco de esta operación.

La adquisición de Gecalsa refuerza la presencia de Gas Natural Fenosa Renovables en la actividad de generación eólica. La filial de Gas Natural Fenosa cuenta actualmente en España con una potencia instalada en operación de 1130 MW, de los que 961 MW corresponden a parques eólicos; 107 MW, a minihidráulica; y 62 MW, a cogeneración.

Por otra parte, a  través de la sociedad Global Power Generation (GPG), que aglutina sus activos y negocios de generación eléctrica fuera de Europa, Gas Natural Fenosa opera, desde octubre de 2014, el parque eólico de Bii Hioxo en el estado mexicano de Oaxaca, que cuenta con una potencia instalada de 234 MW. Se trata del mayor parque eólico de la compañía en el mundo, y del segundo mayor de México.

Foto: Parque Eólico Nerea, emplazado en el término municipal de Requejo de Sanabria, Zamora

La Junta pide al Ministerio mejorar con urgencia la orden relativa al carbón para que las empresas acometan las inversiones en las centrales

Posted on

carbon

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) no ve claro el Plan elaborado por el Ministerio de Industria para el carbón español de cara al periodo 2015-2018. La CNMC rechaza su presentación como incentivo medioambiental y recomienda al Ministerio su tramitación ante Bruselas para su autorización al creer que puede considerarse como “ayuda de Estado”. El informe de la Comisión Nacional enfría las expectativas de las empresas mineras y de los trabajadores de cara a los próximos años.

La Junta de Castilla y León sigue defendiendo que el plan se ajusta a la legalidad vigente. Según asegura a www.energiacastillayleon.com el director general de Energía y Minas de la Junta, Ricardo González Mantero, “respecto al céntimo verde, consideramos que el incentivo fiscal propuesto es la mejor solución para mejorar la competitividad de las producciones de carbón de León y Palencia, y que se han aportado en abundancia argumentos jurídicos para garantizar que esta actuación se ajusta a la legalidad vigente”.

Según la Junta, las empresas con centrales en propiedad que usan carbón en la comunidad habían previsto su paso al Plan Nacional Transitorio.

“Respecto a la Orden de pagos por capacidad -asegura el Director General de Energía y Minas de la Junta- antes de 1 de octubre, fecha tope marcada en el RD 815/2013, y a la vista de que el Minetur había comprometido publicar la Orden de pagos por capacidad, las tres empresas eléctricas con centrales térmicas en Castilla y León decidieron pasar los cinco grupos térmicos que siempre hemos previsto podrían adaptarse a la Directiva de Emisiones Industriales (DEI), a Plan Nacional Transitorio (PNT), lo que posibilita tomar posteriores decisiones de inversión. Estos 5 grupos son: Endesa: Compostilla 3, 4 y 5; Gas Natural Fenosa: La Robla 2 e Iberdrola: Guardo 2”.

La clave de todo el proceso se centra ahora en las inversiones que deben acometer las empresas para no tener que adelantar el cierre de las centrales.

Para Ricardo González Mantero, “pese a que la decisión es buena, en el sentido de que la otra opción era permanecer en la exención (de cumplir la DEI) por vida útil limitada (a 17.500 h de funcionamiento desde 1 de enero de 2016, y cierre a más tardar el 31 de diciembre de 2023), tiene sus consecuencias: si finalmente no se acometen inversiones (instalaciones de desnitrificación), la fecha de cierre se adelantará al 30 de junio de 2020, como máximo (puede ser antes, ya que hay una limitación de emisiones que obliga a parar cuando se alcance). Si las inversiones se acometieran, en cambio, se daría un horizonte de largo plazo de operación de estas centrales”.

Ahora el balón está en el tejado del Ministerio de Industria y su responsable José Manuel Soria. O del próximo ministro que haya tras las elecciones.

“Ese posible adelanto del cierre en 3,5 años es una cuestión responsabilidad absoluta del Minetur –asegura el Dirección General de Energía y Minas– que es el que ha dado las señales a las eléctricas para que pasaran las centrales a PNT. Por lo tanto, corresponde al Minetur mejorar el texto de la Orden con urgencia para notificarla a la Comisión y publicarla en el BOE, para lo que ya dispone de observaciones, remitidas en su momento como alegaciones al texto propuesto, y que no se llegaron a tener en cuenta”.

Ilustración: J.C.Florentino

La Junta instalará una red de calefacción de biomasa en Navaleno (Soria) alimentada con astillas de sus montes y con pellets

Posted on

pinos

La Consejería de Economía y Hacienda ha comunicado al Consejo de Gobierno la decisión de instalar una red de calefacción centralizada de biomasa en la localidad soriana de Navaleno, que inicialmente abastecerá de energía térmica a los edificios municipales de la Casa Consistorial y el colegio público Pinar Grande.

La Junta ejecutará la inversión a través del Ente Regional de la Energía de Castilla y León (EREN), que realiza estas acciones para promocionar las energías renovables y autóctonas. Por su parte, el Ayuntamiento asumirá el mantenimiento, incluida la compra de combustible, y abonará al EREN una cuantía anual calculada a partir del ahorro que aporte el sistema.

La obra se ha licitado por un importe de 180.000 euros sin IVA y se enmarca dentro del Plan Regional de Ámbito Sectorial de la Bioenergía de Castilla y León 2011-2020, que establece la realización de instalaciones de biomasa con carácter ejemplarizante.

A principios de 2015 el Ente Regional de la Energía efectuó una convocatoria pública para la implantación de este tipo de redes térmicas en municipios de Castilla y León con una población inferior a 5.000 habitantes.

El Ayuntamiento de Navaleno se presentó a la convocatoria y resultó seleccionado para la instalación de una red de calefacción alimentada con biomasa que abastecerá de energía térmica tanto al edificio de la Casa Consistorial como al que alberga el colegio público Pinar Grande, donde también se encuentran la biblioteca municipal y distintas aulas de informática y educación infantil. No se descarta su futura extensión a otros inmuebles públicos y privados de la localidad.

La ejecución de la instalación se iniciará en las próximas semanas para que pueda estar en marcha en febrero de 2016.

El Ayuntamiento será el responsable del mantenimiento y la operación diaria del sistema, que se alimentará con astilla extraída de los propios montes municipales o en su defecto adquirida a terceros. Puesto que el EREN es consciente de que en la Comarca de Pinares de Burgos y Soria aún no se ha generalizado la producción de astilla de suficiente calidad, la caldera también podrá funcionar con ‘péllets’.

El proyecto implica dejar de utilizar gasóleo C como fuente energética. Aunque este carburante ha bajado sustancialmente de precio respecto a hace un tiempo, una instalación de biomasa como la de Navaleno continúa siendo rentable y por ello está aconsejada su realización. De hecho, el gasto energético del Ayuntamiento se reducirá el 40 % al cambiar de gasóleo a biomasa, si no se tiene en cuenta la inversión que efectuará el EREN; y el 10 % si se incluye ese coste.