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Edición Mensual
Año II Marzo 2012
Edita
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Santiago G. Garrido
Jefa de Redacción Natalia Fernández Castaño
Administración Yolanda Sánchez
Colaboradores
Alberto López Serrada Alex Lupión Romero
Pedro Juan López Rojo Dpto Técnico VEOLIA
Alberto Fanjul Carlos Núñez
Diseño gráfico Maite Trijueque
Programación web
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Contacta con nosotros:
CICLOS COMBINADOS: ¿Qué son? y
¿Cómo funcionan? Centrales de Ciclo Combinado
en España y en el Mundo. Situación actual de los
Ciclos Combinados. Características, Tecnología y
Ventajas medioambientales de los Ciclos
Combinados. San Roque, Primera Central de Ciclo
Combinado de España. Palos de la Frontera.
Mesaieed (Qatar), la Central de Ciclo Combinado
más grande de Oriente Medio.
Págs. 4-27
BIOMASA: La Biomasa en el centro de todas
las miradas. La Biomasa pide entrar ya en las
excepciones a la moratoria renovable
Pág. 29-35
EÓLICA: La Eólica registró en 2011 el menor
crecimiento de su historia en España. ACCIONA
enchufa un nuevo parque eólico en Castilla-La
Mancha. Cómo lograr que los aerogeneradores
produzcan más energía.
Págs. 36-41
FOTOVOLTAICA: La fotovoltaica asumirá el
44% de la moratoria a las renovables. 10 MW al sol
de Zamora. Los fotovoltaicos planean a la CNE
medidas para ahorrar 11.600 millones.
Pág. 42-45
NUCLEAR: La fotovoltaica asumirá el 44% de
la moratoria a las renovables. 10 MW al sol de
Zamora.
Págs. 46-47
TERMOSOLAR: ABENGOA y JGC ponen en
marcha una planta termosolar en Córdoba. RENOVETEC
desarrolla un plan de mantenimiento para centrales
termosolares. ACS construye la mayor torre termosolar
en EEUU. En marcha la primera central solar de
geometría variable. La GUERRA de la Termosolar.
PROTERMOSOLAR indica a la CNE cómo reducir 17.300
millones de déficit. AORA Solar inaugura una planta
solar híbrida en la PSA. La Termosolar Europea llama a
España para continuar con el apoyo a las renovables.
SIEMENS suministrará turbias de vapor a termosolares
indias.
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L a producción de energía eléctrica de forma industrial supera casi los 100 años. A lo largo de todas estas décadas,
las formas de producción han evolucionado en función de la disponibilidad de los recursos naturales, los combustibles y la tecnología disponible.
Tras las primeras centrales térmicas de pequeña potencia y las centrales hidráulicas asociadas a industrias o poblaciones, aparecen, en los años 1920-1930, centrales hidráulicas de cierta potencia con embalses de regulación, y las primeras líneas de transporte de gran distancia.
La industria del petróleo proporciona combustibles fósiles de forma abundante; la minería del carbón evoluciona con el desarrollo de la maquinaria y de los métodos de extracción. Aparecen las centrales térmicas de hasta 500 MW de potencia por unidad. En paralelo, la ingeniería civil pone a disposición de la industria eléctrica embalses de regulación creados por presas de gran porte y soluciones estructurales para albergar centrales. Se consiguen mayores potencias, mejores rendimientos, soluciones más ágiles y de gran flexibilidad.
Al mismo tiempo se desarrolla la energía nuclear, implantándose en España de forma
experimental en el año 1958, entrando la primera central en explotación comercial en el año 1968. Entre 1975 y 1989 se construyen las ocho unidades restantes, que componen hoy el parque nuclear español.
En las últimas dos décadas se amplían las centrales hidráulicas existentes y se incorporan al parque productor las centrales de bombeo de última generación.
Las empresas eléctricas ponen en juego, una vez más, su visión estratégica de futuro, invirtiendo en instalaciones de generación, que en su momento parecían de dudosa rentabilidad y que hoy son prácticamente imprescindibles por el servicio que prestan.
Concluye a finales de los años ochenta una época de fuertes y arriesgadas inversiones del sector eléctrico (nucleares, térmicas e hidráulicas), caracterizándose la década de los noventa por ser un periodo de bajas inversiones en generación, con poca potencia añadida.
El gran desarrollo de la industria del gas y, una vez más, el desarrollo tecnológico, sobre todo en el campo de los materiales, hace que aparezca en el escenario de la producción de energía eléctrica el ciclo combinado.
¿Qué es un ciclo combinado?
Podríamos definir una central de ciclo combinado como una central térmica en la que los gases de combustión se utilizan dos veces, a lo largo del recorrido de dichos gases por la planta, para la obtención de energía eléctrica. En primer lugar, inmediatamente después de la combustión, los gases ceden parte de su entalpía expandiéndose a través de los álabes de la turbina de gas. Una vez que abandonan la
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Ciclos Combinados
turbina de gas, el calor que aún conservan es aprovechado en un ciclo clásico de vapor mediante una caldera, que en los ciclos combinados se denomina recuperador de calor, y una turbina de vapor.
Tal como se ha indicado, los tres elementos básicos de un CCGT son:
- Turbina de gas
- Recuperador de calor (Heat Recovery Steam Generator)
- Turbina de vapor.
La turbina de gas
La turbina de gas proviene del desarrollo para uso energético de los turborreactores y, al igual que estos, los elementos básicos que la forman son:
1. Comprensor
2. Cámara o cámaras de combustión
3. Turbina.
El comprensor es rotativo y es arrastrado por el mismo eje de la turbina, con un número de etapas variable según las diferentes tecnologías
(entre 15 y 39). Su función es inyectar aire a presión (entre 15 y 30 kg/cm²) para la combustión y la refrigeración de las zonas calientes.
En la, o las cámaras de combustión, se produce la mezcla de combustible y aire y l apropia combustión. El diseño de este elemento es muy variable (silos, anular, cámaras secuenciales) según los distintos fabricantes, tratando de potenciar unas variables u otras (temperaturas de entrada en turbina, producción de NOx) con el fin de optimizar el diseño y el rendimiento de la turbina de gas.
La turbina recibe los gases de la cámara de combustión y se produce la expansión de los mismos en las tres o cuatro etapas de las que consta. Cada etapa de expansión está constituida por una corona de álabes fijos o «estatóricos», seguida de una corona de álabes fijados al rotor. En los álabes fijos se transforma la entalpia de los gases en energía cinética, mientras que en los álabes retóricos se recupera esta energía cinética y se transforma en energía mecánica de rotación, que se transmite al eje.
Parte de la potencia transmitida al eje es consumida en arrastrar al compresor (2/3),
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Ciclos Combinados
mientras que el resto mueve el generador eléctrico.
El rendimiento de una turbina de gas aumenta con la temperatura de los gases a la entrada a la misma. Esto ha motivado el continuo aumento de esta magnitud, exigiendo el desarrollo de materiales capaces de soportar altas temperaturas. En la actualidad, la temperatura de entrada está alrededor de los 1.300 ÷ 1400 °C, saliendo los gases de la última etapa a temperaturas superiores a los 600 °C, dirigiéndose éstos a la caldera de recuperación.
Recuperador de calor
Es un intercambiador de calor en el que el fluido caliente son los gases de escape procedentes de la turbina de gas y que circulan por el exterior, y el fluido frío es el agua-vapor que circula por el interior de los tubos.
Los factores fundamentales para el funcionamiento adecuado son:
Alta tasa de transmisión de calor.
Caídas de presión pequeñas.
Temperaturas de los gases en todo el recorrido mayores que el punto de rocío para evitar corrosiones.
Tolerancia a grandes variaciones de presión durante los arranques.
El cumplimiento simultáneo de los dos primeros requisitos es de difícil solución. A las temperaturas de caldera es necesario que el gas circule a altas velocidades para obtener una elevada transmisión de calor, lo que entraña caídas de presión grandes, situación que va en contra del segundo factor, por lo que para limitar dicha caída de presión se debe
disponer en la caldera de unos tubos de diámetro reducido y, por lo tanto, de un número elevado.
Los componentes de una caldera de recuperación de calor son los mismos que los de una caldera clásica (precalentadores, economizadores, evaporadores, sobrecalentadores, y calderones), y en algunos casos incorporan by-pass de gases. Mediante este dispositivo se puede aislar la caldera del escape de la turbina de gas, de forma que ésta puede funcionar en ciclo abierto cuando se revise o repare la caldera.
También existe la posibilidad de aportar combustible adicional a la caldera para aumentar la potencia del ciclo, si bien a costa del rendimiento.
Turbina de Vapor
En esta turbina se transforma la energía del vapor en energía cinética del rotor. La turbina está formada por una serie de válvulas fijas y móviles a través de los cuales se expande el vapor y hace girar el rotor de la turbina.
La turbina de vapor es más robusta que la turbina de gas, ya que la presión del vapor a la entrada de la turbina es más alta que la presión de entrada del gas. No obstante la refrigeración de la turbina no es necesaria porque la temperatura del vapor es menor que la temperatura del gas.
El vapor producido en el generador de vapor de alta presión pasa a la turbina de alta donde se expande, a continuación vuelve a la caldera de recuperación y pasa a la turbina de media donde también se expande. A la salida de la turbina de media presión, el vapor pasa a la turbina de baja presión donde se realiza la
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Ciclos Combinados
última expansión hasta una presión inferior a la atmosférica. A la salida de la turbina de baja, el vapor pasa directamente al condensador donde se enfría. En este punto el agua vuelve a empezar el ciclo a través de la caldera de recuperación.
La turbina de gas y la turbina de vapor están acopladas a un mismo generador mediante un embrague hidráulico, esta disposición permite el funcionamiento independiente de la turbina de gas.
¿Cómo funciona un ciclo combinado? El proceso de generación de energía eléctrica en una planta de Ciclo Combinado comienza con la aspiración de aire desde el exterior siendo conducido al compresor de la Turbina de Gas a través de un filtro.
El aire es comprimido y combinado con el combustible (gas natural) en una cámara
donde se realiza la combustión. El resultado es un flujo de gases calientes que al expandirse hacen girar la Turbina de Gas proporcionando trabajo. Un Generador acoplado a la Turbina de Gas transforma este trabajo en energía eléctrica.
Los gases de escape que salen de la Turbina de Gas pasan a la caldera de recuperación de Calor (HRSG). En esta caldera se extrae la mayor parte del calor aún disponible en los gases de escape produciendo vapor de agua a presión para la turbina de vapor. Finalmente los gases se devuelven a la atmósfera después de haber pasado por la chimenea.
El vapor que sale de la Turbina de Vapor, pasa a un condensador donde se transforma en agua. Este condensador es refrigerado mediante aire o agua, el aire circula por la superficie del condensador, lo que ocasiona la disipación del calor latente contenido en el vapor a la atmósfera.
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Ciclos Combinados
1.)Generador 2.)Entrada a turbina de Alta Presión (AP) 3.)Entrada a caldera de recuperación 4.)Entrada a turbina de Media y Baja Presión (MP,BP) 5.)Salida a caldera de recuperación 6.)Salida del condensador
Posteriormente el agua es bombeada a alta presión hasta la Caldera de Recuperación para iniciar nuevamente el ciclo.
Componentes El equipamiento principal que incluyen las plantas de ciclo combinado es el siguiente:
Una o más Turbinas de Gas, que proporcionan 2/3 de la potencia total de la planta.
Una o más Turbinas de Vapor, que proporcionan 1/3 de la potencia total de la planta.
Una o más Calderas de Recuperación de
calor. Este equipo genera vapor de agua aprovechando la energía disponible en los gases de escape de la Turbina de Gas, el cual se expansiona en la Turbina de Vapor. En este tipo de instalaciones se dispone de una caldera de Recuperación por cada Turbina de Gas.
Estación medidora y reductora de la presión del gas natural.
Sistema de control basado en microprocesadores para la central.
Sistema de refrigeración cuyo fin último es condensar el vapor expansionado en la Turbina de Vapor de forma que el agua condensada pueda ser alimentada de nuevo en la Caldera de Recuperación.
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Ciclos Combinados
Diagrama de caldera de Recuperación
En España
La primera Central de Ciclo Combinado de gas natural en España, fue puesta en marcha por el Grupo Gas Natural en San Roque (Cádiz) en el año 2002. Durante ese mismo año el grupo puso en también en operación la Central de Ciclo Combinado de Sant Adrià de Besòs (Barcelona).
El Ministerio de Economía, en su informe de Planificación Energética 2002-2011, prevé para este periodo un incremento en el consumo de electricidad del 35%. Para atender esta demanda, el Informe del Ministerio, apuesta principalmente por el gas natural y las energías renovables, estimando que en dicho periodo, se pondrán en marcha nuevas Centrales de Ciclo Combinado con una potencia instalada de, al menos, 14.800 MW.
En 2003 se produjo el mayor crecimiento en producción, ya que ésta se multiplicó por 2,8 respecto a 2002. La potencia instalada alcanzó los 4.394 MW. En este año comenzó su operación comercial el ciclo combinado de Bahía de Bizkaia Electricidad.
Los datos de 2004 reflejan un mantenimiento de la tendencia.
El «Informe Anual de 2004» publicado por Red Eléctrica refleja el mayor crecimiento anual de
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Ciclos Combinados
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Ciclos Combinados España - Mix Energético a 2020
España - Mix Eléctrico Producción Bruta
2020
la potencia instalada con un 88,5% más que en 2003, hasta alcanzar los 8.285 MW. La producción de electricidad en los ciclos casi se duplicó respecto al año 2003 (+ 93,3%), hasta los 28.974 GWh. En esa época solo la energía eólica les acompañó en un crecimiento de dos cifras (+33,0%).
Varias razones explican el auge de los ciclos combinados. Tanto en 2004 como, sobre todo, 2005, han resultado años particularmente secos, lo que ha limitado la posibilidad de recurrir a la energía hidroeléctrica, en un periodo en el que precisamente la demanda eléctrica se ha disparado. Si a esto añadimos las resistencias que encuentra la energía nuclear y la entrada en vigor del protocolo de Kioto, no extraña el recurso al ciclo combinado como técnica para generar electricidad.
En la Unión Europea.
La Comisión Europea, por su parte, en su Comunicación al Consejo y al Parlamento Europeo de 24 de enero de 2011, ponía de manifiesto que «…en el sector energético, es preciso promover aún más el paso del carbón para generar electricidad a favor de fuentes de energía que emitan menos CO2, en particular el gas natural...» y «… a medida que se cierran centrales nucleares cuando llegan al final de su vida útil, tienen que sustituirse por otras que produzcan compuestos de carbono en cantidades pequeñas o nulas...»
En la Unión Europea, en el año 2000, el 15% de la energía eléctrica fue producida a partir de gas natural.
Para el año 2020, se prevé que el 30% de la energía eléctrica europea sea generada mediante Centrales de Ciclo Combinado de gas natural.
El coste de la electricidad producida en las Centrales de Ciclo Combinado, es inferior al del resto de tecnologías de generación eléctrica.
En efecto, según el libro verde de la Comisión Europea «Hacia una estrategia europea de seguridad de abastecimiento energético», el coste del kWh producido en estas centrales de gas natural en España (sin tener en cuenta impuestos ni subvenciones) es un 25% más bajo que el producido en centrales térmicas que utilicen carbón nacional, un 50% menor que el generado en turbinas eólicas y un 94% más bajo que el kWh producido con células solares fotovoltaicas.
En Estados Unidos
Según datos del Departamento de Energía de los Estados Unidos de América el 90% de las nuevas plantas de generación eléctrica que se construirán hasta el año 2020 serán Centrales de Ciclo Combinado de gas natural, con una potencia instalada superior a 360 GW.
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Ciclos Combinados
Fuentes Energéticas a nivel mundial 2005-2025
E n la actualidad el mercado de generación de electricidad en España se caracteriza por la caída de la
demanda de energía eléctrica experimentada en el año 2009 (-4,6% respecto los niveles de 2008), por las previsiones de limitadas tasas de crecimiento durante el año 2010, así como por los elevados niveles de inversión en activos de generación llevados a cabo en los últimos años (23.000 MW de ciclos combinados y 18.000 MW de parques eólicos) y previstos para los próximos, esencialmente en energías renovables.
Estas circunstancias han provocado que se estén produciendo cambios significativos en el patrón de funcionamiento de los ciclos combinados que han visto reducido, de manera considerable, su factor de utilización, en detrimento, fundamentalmente de las energías renovables.
La utilización de la potencia instalada de ciclos combinados refleja una tendencia descendente desde el inicio del año 2006, relacionada con el incremento de la potencia instalada en ciclos combinados y eólica (factores de utilización del 42,7% y el 48,6%% en los años 2007 y 2008, respectivamente).
De hecho, la caída de la demanda de energía eléctrica debido a la crisis económica, junto a
los altos niveles de producción de las energías renovables (eólica e hidráulica), provocados por el comportamiento de las condiciones meteorológicas (niveles elevados de precipitaciones y de viento durante el periodo invernal 2009-2010) así como el incremento de la capacidad de producción eólica instalada, han provocado un descenso de la producción de los ciclos combinados en los últimos meses del año 2009 y primeros de 2010. De hecho, en el año 2009 el factor de utilización medio se situó en el 40,5%, en el primer trimestre de 2010 éste se ha situado en el 30,4%.
De cara a futuro, según previsiones del Gobierno la utilización de los ciclos combinados pueden estar en entorno del 20% ó 1.700 horas anuales lo que pone en duda la capacidad de estas instalaciones para recuperar sus inversiones exclusivamente a través del precio del mercado o, incluso, poder garantizar su disponibilidad para asegurar un correcto funcionamiento del sistema eléctrico. De esta manera, estas instalaciones deberían poder poner en valor el servicio de flexibilidad y firmeza que aportan para complementar a la producción renovable no gestionable.
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Ciclos Combinados
Evolución del factor de utilización mensual
de los ciclos combinados
Características
En los últimos años los elevados precios de los derivados del petróleo y del gas natural han hecho resurgir estas tecnologías a gran escala: las Centrales Térmicas de Ciclo Combinado (CTCC).
Debido a sus características técnicas, el ciclo combinado permite adaptarse a las necesidades de mercado:
subidas y bajadas rápidas de carga
cortos tiempos de arranque partiendo de máquina parada
Los ciclos combinados tienen un mayor rendimiento, por lo que se reduce el consumo de energía primaria para producir la misma cantidad de electricidad que cualquier otra central térmica convencional.
Asimismo los ciclos combinados también emiten menos emisiones a la atmósfera por unidad de electricidad producida.
Aportan flexibilidad al sistema de cara a la incorporación de energías renovables, sobre
todo eólica, al absorber gran parte de la variabilidad de ésta.
Con su buen rendimiento, en torno al 55%, mejoran la eficiencia del mix eléctrico, consiguiéndose ahorros de energía primaria.
Esto, unido a las menores emisiones específicas del gas natural frente a otros combustibles fósiles y a la penetración de las renovables, permite mejorar en las emisiones específicas del sector eléctrico.
El ratio emisiones de CO2/producción de electricidad disminuye notablemente a lo largo del periodo, casi un 40% hasta 2016 y casi un 50% hasta 2020.
Al ser las turbinas de gas, y en general los ciclos combinados, una tecnología en constante desarrollo, periódicamente va incorporando mejoras.
Particularidades de las centrales térmicas de ciclo combinado:
Posible ubicación en lugares donde otro tipo de central no sería posible. Se requiere un gran esfuerzo de refrigeración pero se pueden utilizar tecnologías de torres de refrigeración cerradas con un consumo de agua mínimo, resultando poco afectada la eficiencia global del sistema.
El desarrollo de las CTCC va ligado a la disponibilidad de la red de gas natural.
El uso de gas natural como combustible, junto con la mejora de la eficiencia energética, produce que las emisiones a la atmósfera se reduzcan respecto a otras tecnologías.
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Ciclos Combinados
En resumen, características de los ciclos combinados:
1.Menores emisiones de CO2.
2.Apenas emite partículas y no emite dióxido de azufre.
3.Emisiones de NOx muy inferiores a las centrales de carbón.
4.Rendimiento (57%) superior a las centrales de carbón (37%).
5.Utilizan el gas natural como combustible (el combustible fósil más limpio de la Naturaleza)
6.Consumen un 35% menos de combustible que una central convencional
7.Consumo de agua reducido frente a las centrales convencionales debido a que la
turbina de gas no precisa refrigeración alguna y únicamente se requiere agua para el ciclo de vapor.
8.Costes de inversión moderados.
9.Fiables y Flexibles.
10.I n co n ven i e nt e : d e p end e n c i a d e l abastecimiento de gas natural.
11.Las mayores ventajas y las imposiciones de Kyoto hacen más atractiva la inversión en ciclos combinados.
12.Son las generadoras de energía más adecuadas para cumplir con los objetivos del Protocolo de Kyoto, que obliga a sus firmantes a reducir sus emisiones en dióxido de carbono.
13.Triple objetivo: Seguridad suministro, medioambiente y coste.
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Ciclos Combinados
CONCLUSIONES
Las centrales de ciclo combinado son un instrumento básico de la política energética:
Contribuyen a la mejora de la eficiencia energética
Facilitan la integración de energías renovables intermitentes
Son fundamentales en el mix energético por su flexibilidad.
Bajo impacto ambiental:
No emiten SO2 ni partículas
Bajas emisiones de CO2 y NOx.
Bajo consumo de agua (25-35% del consumo de las centrales convencionales y nucleares)
Tecnología
El desarrollo tecnológico en los últimos años ha permitido pasar de turbinas de gas de 125 MW y rendimiento 33% a potencias de 250 MW y rendimiento superior al 37%. Este avance en las turbinas de gas ofrece, actualmente, ciclos combinados con rendimientos cercanos al 60% o superiores y potencias de 800 MW.
El riego es, por un lado equiparar centrales con los más novedosos diseños, que tienen pocas o nulas horas de funcionamiento que avalen la fiabilidad de la tecnología a largo plazo, o adquirir equipos un poco más experimentados, ofreciendo menor rendimiento y por lo tanto menos competitivos. El inversor tiene ante si un dilema. El acierto en la decisión puede hacer que el proyecto sea un éxito o por el contrario se convierta en un problema.
Actualmente, los fabricantes que están ofreciendo sus productos en el mercado son: General Electric, Alstom, Mitsubishi y Siemens-Westinghouse con rendimientos aproximados entre el 56 y el 58%, potencias del conjunto entre 245 MW y 800 MW y dos tipos de configuraciones 1 x 1 monoeje y 2 x 1.
Para potencias del orden de 800 MW la configuración 2 x 1 presenta ligeras ventajas frente a los equipos 1 x 1 de 400 MW cada uno, al tener menor coste de instalación (sólo una turbina de vapor) y un coste de operación y mantenimiento ligeramente inferior. Por el contrario, la disponibilidad puede ser ligeramente inferior.
Ventajas medioambientales
Gas natural como combustible. El gas natural es el combustible fósil más limpio de la Naturaleza.
Son las generadoras de energía más adecuadas para cumplir con los objetivos del Protocolo de Kioto, que obliga a sus firmantes a reducir sus emisiones en dióxido de carbono.
Emisiones de dióxido de azufre son inapreciables debido a la utilización del gas natural como combustible.
35 % menos de consumo de combustible que una central convencional.
Consumo de agua reducido frente a las centrales convencionales (1/3 de lo que consume una central de ciclo simple de fuel o carbón) debido a que la turbina de gas no precisa de refrigeración alguna y únicamente se requiere agua para el ciclo de vapor.
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Ciclos Combinados
San Roque Primera Central
de Ciclo Combinado de España
L a inauguración de la central de San Roque constituye un hito histórico, ya que es la primera central de ciclo combinado que se instala en España, y supone la entrada por aquél entonces de una nueva compañía eléctrica con generación propia.
Esta central fue la primera que se ha construido tras la liberalización del mercado eléctrico, lo que ha implicado que la inversión se realizó al margen del reconocimiento de los costes del mercado regulado con anterioridad.
L a inauguración de la central de San Roque constituye un hito histórico, ya que es la primera central de ciclo
combinado que se instala en España, y supone la entrada por aquél entonces de una nueva compañía eléctrica con generación propia.
Esta central fue la primera que se ha construyó tras la liberalización del mercado eléctrico, lo que implicó que la inversión se realizó al
margen del reconocimiento de costes del mercado regulado anteriormente.
Cómo funciona la central de ciclo combinado
La turbina de gas constituye el núcleo de la central de ciclo combinado de San Roque. Su principal característica es que se trata de una turbina de combustión interna, que utiliza el gas natural como combustible principal para generar electricidad.
La combustión se realiza en dos anillos quemadores, de forma que los productos de combustión del primero constituyen el aire de combustión del segundo. Este desarrollo denominado combustión secuencial, permite optimizar el rendimiento de la central.
El caudal de gases de escape de la turbina sale a temperaturas superiores a 600 grados centígrados lo que permite aprovechar esta
energía residual en una caldera de recuperación de calor.
Esta turbina está formada por dos cuerpos: el de alta presión y el combinado de media y baja presión. El vapor de escape se condensa y se recupera, cerrando el circuito agua-vapor.
La turbina de gas y la turbina de vapor están acopladas a un mismo generador. Esta disposición permite que la turbina de gas pueda arrancar de manera independiente, dotando a la instalación de una mayor
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flexibilidad de operación y permitiendo tiempos de arranque más reducidos.
Ventajas medioambientales y tecnológicas
1 .Rendimiento en torno al 57%, superior al 36% de una central convencional. Por
cada kilovatio hora producido se necesita un tercio menos de energía entrante (combustible).
2 .Reducción del efecto invernadero, gracias al uso del gas natural como combustible,
el menos contaminante de los combustibles fósiles, y al mayor rendimiento energético de la tecnología del ciclo combinado.
3 .Reducción de hasta el 60% de las emisiones de CO2 y NOx.
4 .Emisiones prácticamente nulas de SO2 y de partículas.
5 .El tiempo de construcción es de entre 26 y 28 meses.
6 .La afectación de espacio es menor que en una central convencional.
Ciclos Combinados
CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO
Planificación
PERIODO DE CONSTRUCCIÓN: marzo 2000/febrero 2002.
PRIMERA SINCRONIZACIÓN: marzo 2002.
Ficha Técnica
POTENCIA: 400 MW
TURBINA DE GAS INSTALADA: modelo GT26B de Alstom Power.
COMBUSTIBLE: gas natural
CONSUMO DE GAS NATURAL: 70.000 Nm3/h (0,5 Bcm).
RENDIMIENTO: superior al 57%
SISTEMA DE AGUA DE REFRIGERACIÓN: circuito cerrado con torres de refrigeración.
UBICACIÓN: polígono industrial de Guadarranque, en San Roque (Cádiz).
DIMENSIÓN TERRENOS: 15 hectáreas.
Inversión
170 millones de euros.
GENERACIÓN DE EMPLEO
800 puestos de trabajo directos
durante la construcción, con puntas de 1.200 trabajadores.
30 puestos de trabajo directos y 100
indirectos en el periodo de explotación.
75 puestos de trabajo directos adicionales
durante los trabajos anuales de mantenimiento.
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Ciclos Combinados
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Ciclos Combinados
Palos de la Frontera Central de Ciclo Combinado
L a Central de Ciclo Combinado de Palos se encuentra situada en el término municipal de Palos de la Frontera (Huelva), dentro del Polígono Industrial Nuevo Puerto y está constituida por tres Grupos gemelos de 400 MW de potencia que
utiliza gas natural como combustible principal. Se ubica en el Polígono Industrial Nuevo Puerto, al este de la Refinería de La Rábida (propiedad de CEPSA), situada aproximadamente a 2 kilómetros al norte de la Planta de Regasificación de Gas Natural Licuado de Huelva (propiedad de ENAGAS) y 6 kilómetros al sureste del núcleo urbano de Palos de la Frontera, dentro de su término municipal.
L a Central de Ciclo Combinado de Palos se encuentra situada en el término municipal de Palos de la Frontera
(Huelva), dentro del Polígono Industrial Nuevo Puerto y está constituida por tres Grupos gemelos de 400 MW de potencia que utiliza gas natural como combustible principal. Se ubica en el Polígono Industrial Nuevo Puerto, al este de la Refinería de La Rábida (propiedad de CEPSA), situada aproximadamente a 2 kilómetros al norte de la Planta de Regasificación de Gas Natural Licuado de Huelva (propiedad de ENAGAS) y 6 kilómetros al sureste del núcleo urbano de Palos de la Frontera, dentro de su término municipal. La parcela donde se localiza la planta posee una superficie 245.302 m2, sin tener en cuenta la superficie ocupada por la subestación propiedad de REE. El mar queda a unos 2.400 metros en línea recta, hacia el Sur.
La entrada en funcionamiento de los distintos grupos de la instalación se realizo por fases durante el periodo comprendido desde finales de 2004 hasta mediados de 2005. Las fechas de entrada en operación comercial de los tres grupos son 14 de diciembre de 2004 para el Grupo I, 5 de febrero de 2005 para el Grupo II y 9 de junio de 2005 para el Grupo III.
Descripción de la actividad
En la Central de Ciclo Combinado de Palos de la Frontera se unen dos ciclos: uno de gas y otro de vapor, aprovechando la energía térmica contenida en los gases de escape del ciclo de gas para generar vapor con energía suficiente como para ser aprovechada en una turbina de vapor.
En el compresor de la turbina de gas se comprime el aire que se emplea para quemar el gas natural en la cámara de combustión. Los gases de combustión se expanden
en la turbina de gas, obteniéndose la energía mecánica en el eje para mover el propio compresor y un generador eléctrico de tipo síncrono. La turbina de gas genera, aproximadamente, los dos tercios de la energía eléctrica de cada grupo.
Los gases de escape de la turbina son aprovechados en la caldera de recuperación de calor, transfiriendo la energía térmica de los gases al agua, generando vapor sobrecalentado a varias presiones. Este vapor se envía a la turbina de vapor donde se expansiona, generando un tercio de la energía eléctrica de cada grupo.
Para la condensación del vapor sobrante se utiliza agua de mar en circuito cerrado, que se enfría en la torre de refrigeración y se recoge para ser nuevamente utilizada en el circuito de refrigeración. La evaporación parcial del agua de mar se repone mediante sistema de captación en el Canal del Padre Santo.
Equipos principales
-Turbina de Gas. Se compone de compresor, cámara de combustión y la turbina, propiamente dicha. La cámara de combustión emplea quemadores de bajo NOx de tipo seco, para gas natural.
-Caldera de recuperación. No emplea postcombustión. Se configura con tres niveles de presión, con recalentamiento intermedio. Se compone de calderines, economizadores, evaporadores, recalentadores, sobrecalentadotes y chimenea de evacuación de gases.
-Turbina de vapor. Emplea el ciclo de Rankine, con recalentamiento, gracias al uso de caldera de varias presiones y a la alta temperatura de los gases de escape.
-Condensador de paso simple con su correspondiente torre de refrigeración dotada de siete módulos con sus correspondientes ventiladores de tiro inducido.
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Ciclos Combinados
-Al eje de las turbinas (gas y vapor) se encuentra acoplado un generador eléctrico (configuración monoeje), el cual es de tipo síncrono, refrigerado por hidrógeno, autoexcitado. Se compone de estator, rotor, ventiladores, cojinetes, terminales de conexión exterior, intercambiadores de calor, equipos de instrumentación y sistemas de protección.
-La instalación se completa con el Sistema de evacuación de energía del generador, transformadores de potencia y subestación.
Para el funcionamiento de la central se necesitan los siguientes equipos auxiliares:
-Sistemas auxiliares de la turbina de gas: admisión de aire (filtrado y enfriado); alimentación de combustible, que será dual, para gas natural (regulación y medida, calentamiento previo, conducciones) y para gasóleo (tanque de almacenamiento, bombas, medidor de flujo, conducciones); salida de gases; protección contra incendios y detección
de gases; aceite de control hidráulico y aceite de lubricación.
-Sistemas auxiliares de caldera de recuperación: conductos y tubos de expansión; chimenea con sus correspondientes equipos de monitorización de emisiones; bombas de recirculación de economizadores y sistemas de purga con silenciadores.
-Sistemas auxiliares de la turbina de vapor: vapor de sellado; lubricación de aceite; sistema electrohidráulico de seguridad y control; drenajes; válvulas de control y parada; virador para evitar gradientes de temperaturas; embrague entre ésta y el generador.
-Sistemas auxiliares del ciclo de agua-vapor. Comprende todos los elementos necesarios para conectar la caldera de recuperación y la turbina de vapor. Tuberías, válvulas, instrumentación, sistema de medida y by-pass para las distintas presiones de trabajo; sistema de condensado; bombas de extracción; reposición de agua al ciclo; desaireador de agua de condensado; bombas de vacío y accesorios.
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Ciclos Combinados
-Sistemas auxiliares del Generador. Rectificador del sistema de excitación estática; sistema estático de arranque; sincronización mediante microprocesador.
-Sistemas auxiliares generales: tratamiento de agua (desmineralización); dosificación química (para aguas de caldera y torre de refrigeración); tratamiento de efluentes; caldera auxiliar para arranques en frío; estación de regulación y medida; protección contra incendios y detección de fugas; aire comprimido; almacenamiento, preparación y bombeo de gasóleo; ventilación y aire acondicionado.
-Para la gestión de la central se dispone de un edificio de control y de los edificios de oficinas y administración.
El abastecimiento de gas natural se realiza por medio de un ramal, de unos 40 metros de longitud, debido a la proximidad a la Planta de regasificación de gas natural licuado y del gasoducto que une dicha planta con Sevilla y Córdoba.
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Ciclos Combinados
La evacuación de la energía
eléctrica se lleva a cabo mediante
una línea eléctrica de 220 kV, de
2,5 Km de longitud, desde la
central hasta la subestación de
Torrearenillas, o mediante dos
líneas eléctricas de 400 kV, de
unos 99 Km de longitud, desde la
central hasta la subestación de
Guillena (Sevilla).
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Ciclos Combinados
PALOS DE LA FRONTERA - PARÁMETROS DE OPERACIÓN
Generación de electricidad (por grupo)
Potencia mecánica Turbina de gas 266 MW
Potencia mecánica Turbina de vapor 133,6 MW
Potencia mecánica (Por Grupo) 399,6 MW
Potencia eléctrica bruta (Por Grupo) 394,6 MW
Potencia eléctrica neta (Por Grupo) 383,9 MW
Rendimiento neto (sobre PCI) 55,9 %
Generación de electricidad (TOTAL)
Potencia eléctrica neta 1.167 MW
Horas de funcionamiento
Con Gas 6.150 h
Con gasóleo (máximo) 480 h
Consumos totales estimados
Consumo horario combustible (gas) 7.415,7 GJ/h
Caudal combustible (gas) 190.140 Nm3/h
Consumo anual (gas) 1.170.000.000 Nm3/h
Consumo auxiliar de electricidad 32,7 MW
Consumo de agua potable y servicios
(agua dulce)
162.000 m3
Consumo de agua refrigeración
(agua salada)
33.000.000 m3
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Ciclos Combinados
Mesaieed (Qatar) La Central de Ciclo Combinado
más grande de Oriente Medio
E l 18 de mayo de 2010 se inauguraba en la ciudad industrial de Mesaieed, Qatar, una Central de Ciclo Combinado que cuenta con 2.000 megavatios de potencia instalada y que aportará alrededor del 40% de toda la capacidad de generación eléctrica del país. La central incluye,
asimismo, una de las subestaciones eléctricas más grandes del mundo, que abarca una superficie de más de 12.250 m²
El proyecto, ha sido llevado a cabo llave en mano por la filial de Iberdrola en Qatar y ha contado con un presupuesto de 1.655 millones de dólares.
E l 18 de mayo de 2010 se inauguraba en la ciudad industrial de Mesaieed, Qatar, una Central de Ciclo
Combinado que cuenta con 2.000 megavatios de potencia instalada y que aportará alrededor del 40% de toda la capacidad de generación eléctrica del país, cuya población asciende a casi 1,2 millones de habitantes. Además, la entrada en funcionamiento de este ciclo combinado de gas supondrá un incremento de la potencia instalada en esta península de más del 55% respecto a la capacidad operativa al cierre del ejercicio en el que fue adjudicada la obra.
El proyecto, llevado a cabo llave en mano por la filial de IBERDROLA en Qatar, ha contado con un presupuesto de 1.655 millones de dólares.
Características técnicas
El ciclo combinado de la nueva planta consta de tres grupos de configuración (2 x 2 x 1) y dos turbinas black start, incorporando en total seis turbinas de gas 9 FA, seis calderas de recuperación HRSG, tres turbinas de vapor tipo D 11 (condensación) y dos turbinas duales (gas-gasoil) 6B.
La central incluye, asimismo, una de las subestaciones eléctricas más grandes del mundo, que abarca una superficie de más de 12.250 m² y en la que ha colaborado Prysmian Cables & Systems ocupándose de la ejecución de los circuitos de cable como una parte más dentro del proyecto global de construcción de la subestación eléctrica. Esta gigantesca instalación de distribución se ubica al noroeste de dicha planta en tres edificios, dos de los cuales tienen anexo otro de control, para cuya construcción se han utilizado unos 25.000 m³ de hormigón y 3,5 millones de kilogramos de acero.
Cada uno de los recintos de la subestación corresponde a los diversos niveles de tensión: 400, 220 y 132 kv. La tecnología utilizada se denomina Gas Insolated Switchyard (GIS), facilita el mantenimiento y garantiza el buen funcionamiento en condiciones adversas, tales como temperaturas extremas o abundancia de polvo o arena.
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Ciclos Combinados
Esta Central esta formada por 11
turbinas de General Electric. Son 3
ciclos 2 x 1 (2 turbinas de gas, 2
calderas y 1 turbina de vapor) y 2
turbinas pequeñas de gas/gasoil. En
una central de estas características
las fases de ingeniería, construcción
y puesta en marcha se han solapado
a lo largo del tiempo, y es que esta
central, a pesar de ser un contrato
llave en mano, no se entrega de
golpe, sino que se entrega en 3 fases.
En primer lugar 5 turbinas de gas,
luego dos ciclos y dos turbinas de
gas y finalmente toda la Planta.
El sistema de control, protección y medida de esta nueva infraestructura es de última generación y está comunicado por fibra óptica con el Centro Nacional de Control de la empresa estatal de electricidad de Qatar: Kahramaa.
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Ciclos Combinados
Detalles de la Instalación
• 13 circuitos Transformador-St.Blindada GIS de 400Kv
• 7 circuitos transformador-St.Blindada GIS de 220Kv
• 3 circuitos Transformador-St.Blindada GIS de 132Kv
RCM POWER PLANT ®
RENOVETEC 91 126 37 66 Paseo del Saler 6
Fuenlabrada — 28945 Madrid [email protected]
L a razón fundamental por la que no se completan los cupos asignados, esto es, por
la que no se construyen todas las plantas que el actual marco normativo permitiría es el miedo. El dinero es miedoso, y el mundo financiero teme no poder rentabilizar sus inversiones de
la forma esperada. Hasta la fecha, los problemas con las plantas actuales ha estado relacionada con las dificultades para garantizar el suministro una vez construida la planta, y para solucionar algunos problemas técnicos que se han presentado.
Principales problemas a superar
El problema del suministro de combustible está en la mente de todos los que se han dedicado a la explotación de estas plantas. En su mayoría, las plantas actuales queman residuos agrícolas (orujillo de uva, de aceituna, paja, cáscara de cereal, etc.), y se depende tanto de la cosecha como del grupo de agricultores que deben facilitar el residuo a quemar. Y el agricultor ha defendido sus intereses consciente de que tenía ‘la sartén por el mango’, de que controlaba la situación. Los contratos firmados antes de la construcción de la planta han quedado en algunas ocasiones como papel mojado, y estos problemas son bien conocidos por el sector. Esto, unido a la dependencia de la climatología, que hace que unos años haya más combustible disponible que otros, pone en el aire las inversiones realizadas.
Por otro lado, han existido algunos problemas técnicos, como ocurre siempre con tecnologías emergentes. Así, los problemas técnicos se han centrado en la necesidad de preparar el combustible antes de introducirlo en la caldera, en el diseño de la propia caldera, en un problema técnico relacionado con las cenizas, en la gestión de los residuos y en el tratamiento de las emisiones gaseosas.
Sobre la disponibilidad de biomasa, la solución puede estar en integrar la producción del combustible dentro de la planta. Así, si en vez de quemar un residuo se utiliza un vegetal
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Biomasa
La BIOMASA en el
centro de todas
las miradas
L a generación de energía eléctrica y térmica a partir de
biomasa ha adquirido en los últimos meses una atención preferente, ya que supone un tipo de generación en régimen especial que no completa el cupo asignado, por lo que el margen de crecimiento está marcado por la posibilidad de obtener los permisos necesarios. Se trata además de una tecnología madura, de la que se conocen a la perfección todos los problemas y como solucionarlos.
Por Santiago García Garrido
Director Técnico RENOVETEC
cultivado con fines energéticos, se libera a la planta del condicionante externo que supone la relación con el agricultor.
El problema de la preparación del combustible ha podido ser solucionado en algunas plantas de forma sencilla en ingeniosa utilizando quemadores y sistemas de dosificación del combustible que permiten en uso de una amplia gama de combustibles sin necesidad de tratamientos previos de molienda o secado.
Sobre el diseño de la caldera, ya parecen resueltos los problemas ligados al alto contenido en potasio de las cenizas y la complicaciones ocasionadas cuando las temperaturas superan el punto de fusión de este elemento. También parecen resueltos en los nuevos diseños de caldera los problemas de corrosión relacionados con el alto contenido en cloro de los diversos combustibles.
El desarrollo de mejores filtros, más baratos y duraderos que los instalados inicialmente, permite cumplir perfectamente con los requerimientos medioambientales referentes a
emisiones (opacidad y partículas en suspensión sobre todo) a un coste razonable y sin una gran complicación técnica.
Con estas mejoras, parece que las dudas tecnológicas y económicas se despejan, y se han eliminado las barreras para que el capital entre de forma masiva en estos proyectos.
Los cultivos energéticos
Las características que debe cumplir cualquier cultivo energético deben ser que no esté presente en la cadena alimentaria humana y que sea rica en aceites. Entre los cultivos energéticos que cumplen estas características y que se están considerando en los proyectos actualmente en estudio destacan los siguientes:
Pawlonia, que es quizás el más interesante de
todos. La pawlonia es una especie arbórea cuya producción es de 30 TM/año en cortas rotativas (turnos) de 3 años y normalmente en marco de 3×2 para uso exclusivo bioenergético. Además, permite cultivos intercalados como
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Biomasa
Planta de Biomasa en Puente Genil
La caldera uno de los puntos más problemáticos de una planta de biomasa
cereales -se está evaluando la co-producción de biocarburantes- o pasto para ganado.
Cardo. Entre los posibles cultivos alternativos
utilizables para la producción de biomasa de uso energético destaca el cardo (Cynara cardunculus L.), que es una especie originaria de la región mediterránea, perteneciente a la familia de las Compuestas (Asteraceae) y con excelentes condiciones de adaptación a la gran mayoría de las tierras cerealistas de secano o de los regadíos marginales. El cardo tiene un sistema radicular pivotante profundo, formado por varias raíces principales largas y fibrosas originadas a partir de la raíz inicial que pueden alcanzar varios metros de profundidad. A partir de las raíces principales se forma un entramado de raíces secundarias que se desarrollan horizontalmente a diversas profundidades. En el extremo del tallo principal
y de las diferentes ramas se desarrolla una inflorescencia de tipo capítulo, de forma globosa (cabezas), de unos 5-8 cm de diámetro. Cada capítulo contiene numerosas flores que, tras la fecundación, dan origen a los frutos, que son alargados, de 6-8 mm de longitud y 3-4 mm de ancho, se encuentran insertos en la base del capítulo (receptáculo o tálamo) por uno de sus extremos; cada uno posee adherido un vilano plumoso para su diseminación por medio del viento. La cubierta exterior del fruto (cáscara) representa el 45% del total, siendo el contenido global de aceite del orden del 25% y de proteína del 18-20%. La composición del aceite es análoga a la del aceite de la semilla de girasol, con un contenido medio en los principales ácidos grasos de: 10% de palmítico, 3% de esteárico, 25% de oleico y 60% de linoleico. La semilla contiene también compuestos antioxidantes que protegen al aceite del enranciamiento y aumenta su período de viabilidad. La capacidad germinativa media de las semillas suele ser de 5 a 7 años.
La planta de tabaco. El tabaco es
una planta muy atractiva ya que sus semillas contienen un 40% de aceites. Determinadas modificaciones genéticas permiten que el aceite también esté presente en las hojas, de forma que la cantidad de aceite total puede aumentar notablemente.
El empleo de la planta de tabaco resuelve también un problema
económico de las zonas productoras de esta planta, que ven como
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Biomasa
las legislaciones van siendo cada vez menos permisivas en la utilización de tabaco por sus conocidos efectos nocivos para la salud, y como esas restricciones afectan a importantes áreas productivas.
La posibilidad de hibridación
Sin duda, un factor muy atractivo para la generación eléctrica a partir de biomasa es la posibilidad de combinar esta generación con otras energías de origen renovable, de manera que pueda funcionar cuando estas otras no están disponibles. Es el caso de la combinación (o hibridación) entre plantas termosolares y plantas de biomasa.
Durante las noches o los días nublados estas las centrales termosolares sin sistemas de almacenamiento térmico no producen energía eléctrica, lo cual supone dos problemas: el factor de utilización disminuye bruscamente
hasta las 2200-2600 horas/año, y se ven obligadas a parar los sistemas de generación de vapor, con efectos poco evaluadas hasta la fecha. El estrés térmico que provoca en los materiales los continuos arranques y paradas provoca la aparición de un gran número de incidencias y fallos que hacen disminuir la disponibilidad e incrementan los costes de operación. La posibilidad de mantener en marcha la central incluso durante la noche tiene un innegable atractivo técnico, además del atractivo económico.
Como último factor a tener en cuenta a la hora de plantear la hibridación, el coste de Operación y Mantenimiento de los MWh generados con biomasa en una planta hibridada serán bajos, ya que no hay que apenas necesitan personal adicional para funcionar. Con el mismo personal de operación más un pequeño refuerzo en mantenimiento será suficiente. Como además comparten
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Biomasa
muchos servicios, como la refrigeración, la planta de tratamiento de agua o la planta de tratamiento de efluentes, el coste del MWh producido con biomasa se reduce a tres partidas:
Costes de amortización, que será la más importante
Costes de combustibles
Coste de repuestos
Como dato orientativo, mientras que el coste de operación y mantenimiento del MWh producido en una planta de biomasa de 5 MW de potencia supera los 25 €/MWh, en una planta hibridada apenas llegaría a 3 €/MWh, mejorando en 22 € la rentabilidad de la planta.
Entre las posibilidades de hibridación están las siguientes:
Hibridación con energía solar fotovoltaica. Aunque en principio pueda parecer extraño, en realidad no lo es. Muchas plantas de biomasa tienen el problema del punto de conexión. Hibridando con un huerto solar, el punto de conexión sería compartido, de manera que cuando no se está evacuando energía a la red generada con los paneles solares se está volcando esta energía desde la planta de biomasa.
Hibridación con energía solar térmica, en plantas de concentrador cilindroparabólico. En este caso la planta de biomasa suele utilizarse para generar vapor directamente, que se vuelca al circuito de vapor de la central termosolar. El problema suele ser la diferencia de tamaños entre ambas plantas. Mientras que una central de biomasa que alcance los 15 MW de potencia nominal se la puede considerar una planta de gran tamaño, una central
termosolar cilindroparabólica debe ser de 50 MW para conseguir un coste aceptable por MW instalado. Las ventajas de disponer de personal para operar, de disponer de punto de conexión, una prima interesante y una serie de servicios que toma ‘prestados’ de la planta termosolar hacen de este tipo de hibridación una opción a estudiar.
Hibridación con plantas termosolares de tecnología Fresnel. Es sin duda la posibilidad de hibridación más realista, por la similitud de tamaños. Una planta de espejos Fresnel de 10 MW, que genera directamente vapor, puede hibridarse perfectamente con una planta de biomasa de entre 5 y 10 MW. Habrá que tener en cuenta las limitaciones legales que establece el decreto 661/2007 en cuanto al tamaño, pero sin duda se trata de la posibilidad técnica más factible.
Existen otras posibilidades de hibridación que habrá que considerar, especialmente en países con legislaciones distintas a la española. Así, la hibridación con un ciclo combinado (CTCC), de forma que la planta de biomasa vuelque el vapor producido en el ciclo agua-vapor de la CTCC, o la cogeneración, para aprovechar parte del calor directamente como energía térmica son opciones que pueden ser desarrolladas si la normativa legal garantiza una prima interesante.
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Biomasa
El artículo 3.3 del real decreto sobre la moratoria se presenta como la esperanza para la salvación del sector. En dicho artículo se advierte que, mediante reglamentos, «el Gobierno podrá establecer regímenes económicos específicos para determinadas instalaciones (…) de producción de energía eléctrica de cogeneración o que utilicen como
energía primaria energías renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa, biocarburantes o residuos agrícolas, ganaderos o de servicios, aun cuando las instalaciones de producción de energía eléctrica tengan una potencia instalada superior a 50 MW».
En la Asociación de Productores de Pellets de Madera del Estado Español (Apropellets), tras mostrar su rechazo al nuevo real decreto, consideran la posibilidad abierta en el artículo 3.3 como «vital para la subsistencia de nuestros proyectos empresariales, para cuyo desarrollo se han comprometido importantes recursos económicos y humanos que se basaban en el marco legislativo existente para su sostenimiento técnico y económico».
Por este motivo, requieren de manera inmediata la reglamentación de un régimen económico especifico para determinadas instalaciones y el desarrollo de un marco normativo en virtud del artículo 3.3, «para no dejar desamparados a nuestros proyectos industriales de producción de biocombustibles densificados, pellets, vinculados a centrales de cogeneración que utilicen biomasas».
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Biomasa
La BIOMASA pide
entrar ya en las
excepciones de la
moratoria renovable
«R equerimos de manera inmediata la reglamentación de un régimen económico
especifico para determinadas instalaciones». APROPELLETS, como otras asociaciones del sector, exige que se aplique a la biomasa y el biogás las excepciones a la moratoria renovable que se exponen en el artículo 3 del nuevo real decreto. En Industria afirman que «es pronto para hablar del desarrollo de ese apartado», pero el ministro de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Miguel Arias Cañete, anunció su intención de fomentar que «la biomasa forestal sea un recurso energético».
Plan 200 para Andalucía y la apuesta de Arias Cañete por la biomasa forestal
En sentido similar se ha pronunciado la Asociación de Empresas Forestales y Paisajísticas de Andalucía (AAEF). «Dada la falta de empleo en las zonas rurales, la generación de energía a través de biomasa forestal debería contar con un régimen específico de retribución, tal y como se prevé en el artículo 3.3». Esta asociación propone un acuerdo multilateral dentro del sector para solicitar a los ministerios competentes la creación de una mesa de trabajo y proponer este régimen específico e iniciativas como la denominada Plan 200, «por el que se solicitará al Estado la concesión de 200 MW para la Comunidad Autónoma de Andalucía, lo que supondría la conservación del 25 por ciento de la superficie forestal andaluza, la generación de
4.000 puestos de trabajo directos al año y un balance positivo en las arcas del Estado».
Por su parte el ministro, Miguel Arias Cañete en una comparecencia ante la Comisión de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente ha hablado de fomentar el empleo de la biomasa forestal para la producción de energía. Sin embargo desde el Ministerio de Industria, Energía y Turismo se deja claro que lo que se pretende es dejar una puerta abierta a posibles acciones que puedan considerarse convenientes en el futuro.
Francisco Repullo, presidente de la Asociación Española de Biogás (Aebig), declaraba también que «si se aplica lo apuntado en el punto 3 del artículo 3 a todo el sector, no proyecto a proyecto, y se hace en menos de un mes se habrán salvado proyectos, inversiones y puestos de trabajo, si no, esto es el final».
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Biomasa
E l sector eólico instaló en España 1.050 MW en 2011, lo que representa un aumento
anual del 5,1% de la potencia acumulada, que
se situó en 21.673 MW a 31 de diciembre. Se trata del crecimiento más débil de la historia de la eólica en España en términos porcentuales. Estos datos suponen que la potencia eólica se encuentra por debajo del objetivo previsto por el anterior Gobierno para 2011, de 22.119 MW.
El Real Decreto-ley 1/2012, garantiza por un lado el régimen económico actual para la potencia instalada y los parques prerregistrados y, por otro, suspende los incentivos a las instalaciones que no estén inscritas en el Registro de Preasignación. La ausencia de señales sobre el futuro conlleva un riesgo importante para la industria eólica y las más de 30.000 personas a las que da empleo: la falta de pedidos de aerogeneradores ha supuesto ya una fuerte reestructuración y es previsible la deslocalización de los fabricantes hacia otros países. Según los principales fabricantes, actualmente menos del 10% de la producción que se realiza en España se destina a pedidos nacionales. De hecho, los 1.050 MW instalados en España en 2011 responden a pedidos de aerogeneradores realizados en años anteriores, ya que el largo periodo de maduración de los proyectos eólicos (la media es de siete años) exige realizar los pedidos en fábrica entre 1,5 y dos años antes.
Por ello, AEE considera urgente ponerse a trabajar de inmediato con el Gobierno para diseñar un régimen económico que, teniendo en cuenta la difícil situación de la economía española, permita el desarrollo del sector.
En este sentido, la nueva normativa debería tener en cuenta el alto grado de madurez y competitividad de la eólica, que su impacto en el déficit de tarifa fue cero en 2011, que representa el 0,28% del PIB español, que exporta por más 2.000 millones de euros anuales, y que evita importaciones de
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Eólica
La EÓLICA registró
en 2011 el menor
crecimiento de su
historia en España
L a potencia instalada total se situó en 21.673 MW, tras aumentar en 1.050 MW –un
5,1%- respecto al año anterior. En estos momentos, hay 1.903 MW inscritos en el Registro de Preasignación y pendientes de puesta en servicio, de los que la mitad tiene problemas para ser construidos. Según los principales fabricantes, menos del 10% de la producción de aerogeneradores que se realiza en España se destina a pedidos nacionales. AEE considera urgente empezar a trabajar con el Gobierno para diseñar un sistema regulatorio adecuado a la situación económica del país, que garantice el desarrollo futuro del sector y no ponga en riesgo los más de 30.000 empleos que representa.
combustibles fósiles por cerca de 2.000 millones, con lo que contribuye a frenar el déficit por cuenta corriente.
2012 es el último año de vigencia del Registro de Preasignación, en el que están inscritos y pendientes de puesta en servicio un total de 1.903 MW. De estos, 970 MW tienen problemas para ser construidos antes de la fecha límite de inscripción por razones no imputables a los promotores -como son el retraso de la planificación de la red de transporte y de las líneas de distribución, y las dificultades administrativas- o por falta de viabilidad económica. Estos megavatios con problemas suponen la mitad de la potencia inscrita y por instalar este año.
Además, AEE considera necesario que el Ministerio mantenga el cupo de 600 MW a parques eólicos en Canarias previsto en el Real Decreto 1614/2010.
Castilla y León, a la cabeza en 2011
Según los datos recabados por AEE, que hace un seguimiento de todas las empresas del sector en España y utiliza el criterio de acta de puesta en servicio definitiva para realizar los cálculos, en 2011 Castilla y León acaparó el 44% de la potencia instalada en 2011, con un total de 462 nuevos MW, de modo que continúa a la cabeza del ranking. La Comunidad Valenciana, con 183 MW, y Cataluña, con 153 MW, fueron las siguientes comunidades que más parques construyeron. Por el contrario, un total de ocho comunidades autónomas no instalaron nueva potencia en 2011, incluidas algunas de las que disfrutan de mayor recurso eólico, como Galicia.
Sólo siete compañías promotoras de parques
han instalado 50 MW eólicos o más en 2011: EyRA, EDPR, Enel Green Power España, Acciona Energía, Iberdrola, VAPAT y E.ON.
En cuanto a los diversos fabricantes, los aerogeneradores de Gamesa fueron los que más potencia sumaron (461,15 MW), seguidos por los de Vestas (207,40 MW).
A pesar de que la eolicidad de 2011 fue inferior a la de 2010, la eólica cubrió el 15,75% de la demanda de electricidad anual, según datos de Red Eléctrica de España (REE). La eólica evitó la emisión de 22 millones de toneladas de CO2 en 2011.
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Eólica
Más allá de estas diferencias, en todo caso, el impacto del Registro de Preasignación, junto con los vaivenes políticos en varias regiones, tales como Galicia, ha propiciado un fuerte desequilibrio en la nueva potencia instalada entre los quince mercados eólicos regionales de España. Cinco de los mercados ya «tradicionales» no llegaron a instalar ni un solo megavatio; concretamente la ya mencionada Galicia, junto con La Rioja, Murcia, País Vasco, Cantabria y Baleares.
Y, mientras Castilla y León se ha consolidado como el peso pesado, con más de 5,2 GW acumulados tras instalar más de 462 MW nuevos en 2011, la siguiente Comunidad Autónoma, Valencia, queda muy por detrás, con 183 MW nuevos.
La cifra de AEE para Castilla y León supera los 5,1 GW anunciados hace unos días por el director general de Energía y Minas de la Junta de Castilla y León, Ricardo González Mantero, también debido a diferencias en la metodología aplicada.
Cataluña es la única otra comunidad autónoma en superar los 100 MW nuevos. Con sus 154 MW eólicos nuevos puestos en funcionamiento en 2011, ya ha superado el hito del gigavatio (mil megavatios) y ya tiene, concretamente, 1.003,35 MW instalados.
Mientras las comunidades de Cataluña y Valencia lograron situarse conjuntamente como segundos en términos de crecimiento (superando el 18%), Asturias terminó el año como la primera, incrementando la potencia de su parque eólico en un 20,4%, tras instalar más de 72 MW nuevos en 2011.
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Eólica
POTENCIA EÓLICA
INSTALADA EN 2011 CASTILLA Y LEÓN. 462,19 MW
COMUNIDAD VALENCIANA. 183 MW
CATALUÑA. 153 MW
ANDALUCÍA. 92 MW
ASTURIAS. 72,5 MW
ARAGÓN. 50 MW
CASTILLA LA MANCHA. 26,5 MW
NAVARRA. 8,5 MW
CANARIAS. 1,7 MW
En las restantes comunidades autónomas no se ha instalado ni un solo megavatio. Al cierre de 2011, en España había 21.673 MW.
A cciona Energía ha anunciado que ya está conectado a la red eléctrica el parque
eólico de El Chaparro, una instalación de 16 megavatios (MW) de potencia situada en los términos municipales de Alcolea del Pinar y Saúca (Guadalajara). El parque, que consta de ocho aerogeneradores de dos megavatios, está inscrito en el Registro de pre-asignación de retribución de instalaciones del régimen especial del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.
Según la compañía española, la nueva instalación eólica evitará la emisión de unas 32.500 toneladas de CO2 a la atmósfera al año. Esa producción es similar, según la compañía, a «un esfuerzo depurativo equivalente al de 1,6 millones de árboles en el proceso de fotosíntesis, y sustituirá anualmente combustible fósil equivalente a casi 20.000 barriles de petróleo».
El Chaparro es el décimo octavo parque eólico que Acciona opera en propiedad en Castilla-La Mancha, donde posee una potencia conjunta de 559,50 MW, repartida entre las provincias de Albacete (341,50 MW, nueve parques), Cuenca (96 MW, cinco parques), Ciudad Real (76 MW, dos parques) y Guadalajara (46 MW, otros dos). Entre todos ellos suman 329 aerogeneradores. Además, Acciona ha instalado 32 parques eólicos para terceros en la comunidad castellano-manchega (1.178 MW).
En el conjunto de España, Acciona cuenta con 164 parques eólicos en propiedad, que suman 4.637 MW. Además de en Castilla La Mancha, las instalaciones eólicas propiedad de la Compañía se ubican en otras 9 comunidades autónomas: Galicia (con 40 parques eólicos), Navarra (27), Comunidad Valenciana (26), Andalucía (21), Castilla y León (21), Cataluña (5), Asturias (3), Aragón (2) y País Vasco (1). Para clientes, Acciona ha construido 32 parques eólicos en Castilla la Mancha, tres en Castilla y León, dos en Murcia y uno en Galicia.
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Eólica
ACCIONA enchufa
un nuevo parque
eólico en Castilla
La Mancha
C on 16 megavatios de potencia, El Chaparro producirá energía equivalente al consumo de unos
12.000 hogares, según la multinacional española. El nuevo parque, ubicado en Guadalajara, eleva a 560 MW la potencia eólica propiedad de la compañía en la comunidad castellano-manchega.
U no de los problemas típicos de la mayor parte de parques eólicos es que la
mayoría de los aerogeneradores están incorrectamente orientados frente al viento. Es lo que en inglés se conoce como yaw error. Si una turbina mantiene esos desvíos, ese error, produce significativamente menos energía y está expuesta a mayor carga.
«La tecnología del Spinner Anemometer (SA) aporta a ROMO Wind un sistema eficaz y eficiente para la detección y corrección de dicho error de orientación, con varios puntos porcentuales de incremento en la producción. El SA se basa en estándares de la industria para medir el viento con tecnología sónica pero la novedad radica en que lo mide en el buje delante del rotor y no en la góndola. Así, las turbulencias producidas en el rotor no afectan al SA, es estable bajo todo tipo de condiciones meteorológicas y, además, se espera que cueste una décima parte que un LiDAR, la única tecnología alternativa disponible y precisa para detectar errores de orientación», apunta la empresa.
Uno de sus ejecutivos es Juan Carlos Martínez Amago, que ocupó la presidencia de la Asociación Empresarial Eólica entre 2006 y 2008. Ahora es responsable de ROMO Wind para España y América Latina.
El instrumento preciso
En el año 2004, el Profesor Troels Friis Pedersen de la DTU Wind Energy inventó una ingeniosa, nueva y ahora patentada tecnología para medir el viento – el anemómetro giratorio (o Spinner Anemometer, SA, en inglés). Debido a la localización frontal (delante del rotor) del SA en la turbina, se mide con precisión la
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Eólica
CÓMO lograr que los
aerogeneradores
produzcan más
energía
L a multinacional danesa ROMO Wind ha adquirido la totalidad de la patente del anemómetro giratorio (Spinner Anemometer
en inglés) a la Universidad Técnica de Dinamarca (DTU) –conocida antes como instituto RISØ– que pasa por ser uno de los centros de investigación eólica más activos del mundo. La clave está en que el aero tenga siempre una orientación óptima.
velocidad y la dirección del viento que afecta directamente al rotor. Por el contrario, los instrumentos utilizados actualmente en las turbinas están localizados en el techo de la nacela, detrás del rotor. En esta localización, los instrumentos se encuentran entre las turbulencias del rotor y, a diferencia del SA, sus mediciones son inexactas. Sin embargo, estas mediciones inexactas de los instrumentos situados en la nacela, son los que se utilizan actualmente para controlar la turbina eólica e intentar posicionarla de acuerdo al viento – la orientación. Si la orientación está equivocada, aunque se trate simplemente de unos pocos grados, el resultado es una significante pérdida de energía generada por parte de la turbina. El trabajo de años de investigación del Profesor Pedersen demuestra claramente que el SA, si se usa para controlar la orientación de la turbina eólica, tiene un importante potencial para reducir esta pérdida y también para las cargas de viento de las turbinas. Por ello, la tecnología SA posee el potencial de ayudar y eventualmente sustituir a los medidores de viento existentes en la nacela. Además, parece ser superior en términos de coste, fiabilidad, y complejidad en comparación con el único otro detector disponible de errores de orientación – el LiDAR de la turbina.
Tecnología probada
La intención de ROMO Wind es ofrecer sus servicios a los propietarios de parques eólicos para sacar mayor rentabilidad a sus inversiones. La tecnología de sensores ha sido utilizada desde hace muchos años por la industria de la aviación, por ejemplo. Pero DTU (RISØ) ha desarrollado y probado con éxito desde hace unos años su aplicación en la industria eólica.
Søren Mouritsen, uno de los dos consejeros delegados de ROMO Wind –la empresa se fundó en Suiza en 2011–, se muestra plenamente satisfecho del acuerdo con la DTU Wind Energy. «El profesor Pedersen y su equipo nos impresionaron desde el principio con su trabajo innovador y riguroso. Creemos seriamente que esta tecnología supone un paso importante en la industria eólica ya que puede proporcionar mejores rendimientos para los inversores y propietarios de parques eólicos».
Por el momento, el objetivo de ROMO Wind son los parques eólicos existentes. El kit básico del SA se adapta fácilmente a los aerogeneradores para controlar su orientación y optimizarla. Porque si esa orientación está equivocada, aunque sean unos pocos grados, la pérdida de producción es notable. Su lanzamiento comercial está previsto para el próximo año.
Como parte de la colaboración de ROMO Wind con DTU Wind Energy, ROMO financiará y seguirá desarrollando la tecnología SA en colaboración con DTU, que continuará su investigación sobre la medición de la curva de energía, el control de la orientación y otras áreas relacionadas.
DTU Wind Energy dice: «Estamos contentos de haber firmado este acuerdo con ROMO Wind. Como resultado, estamos poniendo a un equipo de gente muy experimentada para seguir desarrollando y distribuyendo la tecnología SA para la industria eólica global en el futuro. Además, estamos muy contentos porque llegando a este acuerdo podemos proporcionar a todos nuestros socios colaboradores de la industria eólica un suministro estable de productos industriales de calidad».
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Eólica
T odo son malas noticias para la solar fotovoltaica. Tras haber afrontado en solitario los recortes retroactivos
impuestos por Miguel Sebastián, ahora se paralizan unos 280 MW admitidos en noviembre. Las asociaciones del sector afirman que con la moratoria se perderán 35 millones de euros en inversiones ya realizadas y más de 14.000 puestos de trabajo.
«En el resto de renovables ese impacto no se produce porque las convocatorias son anuales o bienales, mientras en la fotovoltaica son trimestrales», explica en un comunicado la federación que engloba a las cuatro principales asociaciones fotovoltaicas (AEF, ANPER, APPA Fotovoltaica y ASIF).
La federación explica que la moratoria conlleva la pérdida de los costes de los proyectos que habían solicitado su entrada en las convocatorias Q1 y Q2 antes del 30 de noviembre y señala que la junta directiva de la federación alertó de ello al ministro Soria el pasado 2 de febrero, en la visita institucional que cursaron al Ministerio. En concreto, pidieron al ministro que se resolvieran de forma excepcional la primera y segunda
convocatorias de instalaciones fotovoltaicas del año 2012, para evitar una reducción abrupta de la actividad fotovoltaica.
279 MW en «tierra de nadie»
En los informes internos elaborados por UNEF se subraya que la discriminación se produce porque los proyectos fotovoltaicos se admiten a trámite de prerregistro trimestralmente, mientras en el resto de renovables las convocatorias son anuales o bienales. El resultado es que los proyectos fotovoltaicos admitidos a finales de 2011 para ser preasignados en el primer o segundo trimestre de este año han quedado en «tierra de nadie», y corren el riesgo de que las inversiones realizadas en ellos desde su admisión se conviertan ahora en costes hundidos, con lo que, en la práctica, sufrirían un cambio normativo después de haber realizado la
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Fotovoltaica
La fotovoltaica
asumirá el 44% de
la moratoria a las
renovables
inversión necesaria para acceder al prerregistro.
El pasado 30 de noviembre se admitieron a trámite de preasignación proyectos fotovoltaicos por unos 278 megavatios. Con dicha admisión, esos proyectos deberían haberse inscrito a Preasignación de Retribuciones en el primer o segundo trimestres de 2012.
La moratoria a las renovables aprobada por el Ministerio de Industria el pasado 29 de enero y ratificada ayer por el Congreso anuló la preasignación de estos proyectos. El problema es que, en ese ínterin de sesenta días, en los proyectos fotovoltaicos se han hecho inversiones por más de 35 millones de euros, que se convertirán en costes hundidos en caso de que el Ministerio no les permita seguir adelante.
Las inversiones realizadas en estos sesenta días comprenden avales, coste de proyectos visados y memorias de las instalaciones, licencias de obras, el Impuesto de Construcciones, Instalaciones y Obras, y tramitaciones diversas, entre ellas los potenciales estudios medioambientales en suelo.
Tres euros perdidos por cada euro «ahorrado»
UNEF ha realizado una primera estimación del impacto socioeconómico de la moratoria fotovoltaica. El Ministerio de Industria ha evaluado en unos 160 millones de euros el ahorro anual de la moratoria sobre los costes del sistema eléctrico. UNEF cree que unos 70 millones de ese ahorro, el 44% del total, procederán de instalaciones fotovoltaicas, cuando previamente estas instalaciones ya habían sido las únicas en sufrir los muy
elevados recortes retroactivos impuestos por el anterior ministro de Industria, Miguel Sebastián.
Además, UNEF estima que los proyectos solares fotovoltaicos que no podrán salir adelante por la moratoria supondrán renunciar a una cifra de negocio de 1.441 millones sólo en 2013, a lo que habría que añadir 5.586 millones de euros más entre 2014 y 2016, si la moratoria siguiese vigente. El parón supondría la pérdida de unos 4.500 empleos directos este año y el próximo, a los que habría que añadir la desaparición de otros 9.570 empleos inducidos a tiempo completo.
Del mismo modo, continua UNEF, la actividad sectorial fotovoltaica no generada motivará que las distintas Administraciones del Estado dejen de ingresar sólo en 2013 unos 230 millones de euros en retornos. Además, las importaciones de combustibles fósiles y de derechos de dióxido de carbono se encarecerán en 35 millones de euros, suponiendo que se mantengan los precios actuales y no sigan creciendo.
En la práctica, todo lo anterior supone que, por cada euro «ahorrado» en solar fotovoltaica, el Estado dejará de ingresar 3,3 euros y a la vez deberá pagar otros 50 céntimos para importar más combustibles fósiles.
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Fotovoltaica
G ehrlicher Solar España ha terminado y puesto un funcionamiento una planta solar fotovoltaica de 9,9 MWp de
potencia en la localidad zamorana de Pereruela. El destinatario de la instalación es la empresa European Solar Power Funds 1 GmbH & Co. KG, fondo de inversión alemán especializado en proyectos fotovoltaicos y gestionado por KGAL.
La instalación fotovoltaica está formada por 122.584 módulos de First Solar y 14 inversores de SMA. La producción de electricidad estimada se eleva a unos 15.000.000 kWh/año, equivalente a las necesidades anuales de energía de 3.960 hogares ahorrando 5.000 toneladas de CO2 al año respecto a la misma generación mediante fuentes fósiles. El parque se extiende en 37,6 hectáreas.
Gehrlicher Solar ha sido responsable de la
ejecución integral del proyecto, que se ha completado en 17 semanas de trabajo. Diseño, gestión y construcción, así como la operación y mantenimiento de la planta, son su responsabilidad. Con esta instalación la compañía eleva a 40 MW la potencia que opera y mantiene en España.
«Este proyecto ha sido un gran reto para Gehrlicher Solar, que ha logrado superar con éxito numerosas dificultades técnicas, administrativas y medioambientales, en un tiempo record de 17 semanas. Las últimas medidas adoptadas por el gobierno van a empeorar la situación del sector fotovoltaico en este país», declara Guillermo Barea, CEO de Gehrlicher Solar España. «Todo el equipo que integra Gehrlicher ha hecho grandes esfuerzos por anticiparse a posibles cambios en el marco regulatorio y estamos avanzando en el desarrollo de nuevos mercados. Vamos a seguir trabajando duro para abordar este nuevo escenario como una oportunidad. El parque solar de Pereruela ha generado unas bases fuertes y de futuro con KGAL, con el que esperamos seguir trabajando en futuros proyectos en otros mercados muy pronto».
Desde KGAL, su Director General Dr. Klaus Wolf ha manifestado: «Estamos encantados de que el Parque Solar de Zamora, nuestro décimo tercer proyecto fotovoltaico en España esté ya en funcionamiento. Los diversos fondos gestionados por KGAL en España, operan hoy en día una capacidad total de cerca de 76 MW. Esta ha sido la primera vez que hemos trabajado con nuestro socio Gehrlicher Solar España y han desarrollado un excelente trabajo en unas condiciones que no han sido fáciles precisamente. Esperamos seguir trabajando con ellos en otros proyectos de gran interés en diversos mercados europeos».
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Fotovoltaica
10 MW al sol de
Zamora
L a Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha planteado a la Comisión Nacional de Energía (CNE) doce medidas que
permitirán ahorrar 11.600 millones de euros al sistema eléctrico, entre las que figura reducir hasta un 5 % los costes reconocidos actualmente o fijar un «céntimo verde» en combustibles.
En un comunicado, la federación cree que el sector eléctrico precisa una «catarsis» que acabe con el «actual oligopolio en generación, distribución y comercialización que encarece artificialmente los costes» y permita repartir «equitativamente» el recorte de costes entre las distintas tecnologías.
Para ello, UNEF propone doce medidas con las que se podrían ahorrar esos 11.600 millones y entre las que está la imposición de un céntimo verde, que gravaría cada litro de combustible y permitiría 400 millones anuales de ingresos, o que las eléctricas devuelvan sobreprecios recibidos por los costes de transición a la competencia o CTC (unos 4.600 millones).
La federación sugiere aplicar también a cada coste reconocido en el sistema eléctrico una reducción de hasta el 5 % anual, que podría
mantenerse hasta que la economía creciese por encima del 2 % dos trimestres consecutivos y que permitiría ingresar hasta 860 millones anuales.
Así como impulsar el autoconsumo, sacar las primas -retribución que reciben las renovables- del mercado mayorista, fijar «una moratoria» para las ayudas al carbón o las compensaciones a la nuclear (2.377 millones de ahorro) y quitar de la tarifa algunas partidas como las compensaciones de los sistemas extrapeninsulares (1.000 millones).
La CNE, que abrió consulta pública hace unas semanas a petición del ministerio de Industria sobre las medidas necesarias para acabar con el déficit de tarifa, ha recibido los planteamientos de eléctricas, los distintos sectores renovables, ecologistas y otras agrupaciones empresariales. Con todos, elaborará un informe.
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Fotovoltaica
Los fotovoltaicos
plantean a la CNE
medidas para ahorrar
11.600 millones
Imposición de un céntimo verde, que
gravaría cada litro de combustible.
Las eléctricas devuelvan sobreprecios
recibidos por los costes de transición a la
competencia.
Una reducción de hasta el 5% anual a
cada coste reconocido en el sistema
eléctrico.
Impulsar el autoconsumo.
Sacar las primas del mercado mayorista.
Fijar una moratoria para las ayudas al
carbón o las compensaciones a la
nuclear.
Quitar de la tarifa algunas partidas
como las compensaciones de los sistemas
extrapeninsulares.
L a central nuclear de Cofrentes (Valencia), propiedad de Iberdrola, ha producido un total 7.901 millones de
kWh durante 2011, que representan cerca del 4,1 por ciento de la generación eléctrica nacional en régimen ordinario y el 66 por ciento de la producción de Iberdrola en la Comunitat Valenciana.
Con esta producción se podrían cubrir las necesidades de suministro de energía eléctrica de todos los hogares de la Comunitat Valenciana durante un año, según ha informado Iberdrola en un comunicado.
El generador de la planta ha estado acoplado a la red eléctrica 7.564 horas en 2011, es decir, durante el 86,3 por ciento de todas las posibles. Desde el 25 de septiembre hasta el 12 de noviembre tuvo lugar la 18 recarga de combustible, por lo que la central permaneció parada 49 días.
La nuclear de Cofrentes ha realizado el año pasado una significativa inversión, cuantificada en 64 millones de euros, de los que 20,5 millones se han materializado en la citada recarga. Esta importante inversión ha servido, fundamentalmente, para proseguir con la
modernización tecnológica de la planta, a través de la instalación de nuevos diseños de equipos y componentes.
Asimismo, la central de Cofrentes ha protagonizado un «hito significativo», como es haber superado el pasado día 30 de enero los 1.000 días sin paradas automáticas, lo que ha vuelto a poner de relieve su óptimo funcionamiento.
Según los datos ofrecidos recientemente por Red Eléctrica de España en su avance 2011, la nuclear ha sido la principal fuente de generación. Este tipo de tecnología ha producido un 21,33 por ciento de la electricidad demandada en el país, situándose por delante las centrales de ciclo combinado de gas (20,37%) y de los parques eólicos (15,56%).
Además, la nuclear ha sido la fuente que más horas ha funcionado (7.409 horas de media), aportando el 40 por ciento de toda la energía libre de emisiones de CO2 generada en España el año pasado. En este marco, Cofrentes es capaz de evitar al año la emisión a la atmósfera de 6,5 millones de toneladas de CO2.
Iberdrola se consolida como motor económico
En la central nuclear de Cofrentes han trabajado, durante 2011, 700 personas entre personal propio y personal contratado perteneciente a una treintena de empresas. Además, son 800 los empleos indirectos que se generan en el entorno de la planta, relacionados con los diferentes servicios de transporte, hostelería, restauración, carpintería, albañilería, etcétera.
Durante el periodo de recarga, la planta ha contratado a más de 1.200 profesionales pertenecientes a 75 empresas de servicios, de
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Nuclear
La NUCLEAR de
Iberdrola en Cofrentes
generó energía en 2011
para abastecer a toda la
Comunidad Valenciana
las cuales 30 están ubicadas en la Comunidad Valenciana. La central de Cofrentes también ha aportado a su entorno 13 millones de euros en concepto de Impuestos de Bienes Inmuebles, Impuestos de Vehículos de Transporte, canon de Gestión de Residuos y colaboraciones.
Por todo ello, esta planta nuclear se ha consolidado como uno de los motores económicos de la región, generando una relevante actividad económica a su alrededor, mucho mayor que la esperable en zonas de interior.
Desde su entrada en funcionamiento, la central ha transformado positivamente su entorno, generando empleo, principalmente cualificado, impulsando el tejido industrial y haciendo crecer los núcleos de población próximos.
Central Nuclear Cofrentes
La central nuclear de Cofrentes está situada a dos kilómetros del pueblo de Cofrentes, en la provincia de Valencia, en la margen derecha del río Júcar, muy cerca del embalse de Embarcaderos que sirve como fuente de refrigeración para la central.
Está equipada con un reactor de agua en ebullición del tipo BWR, diseñado por General Electric, con una potencia térmica de 3.237 MW y 1.092 MW de potencia eléctrica. La refrigeración de la planta se consigue mediante dos torres de tiro natural del 50% de capacidad. La superficie total del emplazamiento es de 300 Ha.
La autorización para la construcción fue concedida en el año 1975, siendo conectada a la red eléctrica nacional nueve años más tarde, en octubre de 1984.
Actualmente y tras 25 años de funcionamiento, la central nuclear de Cofrentes se ha
convertido en el principal centro de producción eléctrica de la Comunidad Valenciana, donde alcanza cuotas de participación del 65%, mientras que para el conjunto del país su contribución se sitúa en el 3,5%.
Durante el año 2010, la central nuclear de Cofrentes produjo 9.549,32 millones de kWh, lo que constituye la máxima producción anual en sus 26 años de funcionamiento. Esta producción representa el 3,31% de la electricidad producida en el país y un 15,41% del parque nuclear. Hasta diciembre de 2011 esta central ha generado 210.727.379 MWh.
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Nuclear
Localización: Cofrentes (Valencia)
Puesta en marcha: Octubre 1984
Potencia instalada: 1.092 MW
Datos de producción diciembre 2011
Producción bruta
acumulada desde
origen
2010.727.379 MWh
Producción mensual 797.329 MWh
Producción acumulada
en el año
7.900.455 MWh
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A bengoa y JGC Corporation han puesto en funcionamiento en Córdoba la planta termosolar
Solacor 1, la primera desarrollada de forma conjunta entre ambas sociedades, anunció la compañía en un comunicado.
La planta está ubicada en la plataforma solar de El Carpio y opera desde ayer, mientras que la entrada en operación de Solacor 2 está prevista próximamente.
Abengoa operará las dos plantas, que forman la plataforma solar El Carpio, y mantendrá una participación del 74% en ambos proyectos. Las dos plantas cuentan con un total de 121.000 espejos instalados en el campo solar que concentran la luz del sol para generar vapor a unas temperaturas de hasta 400 grados, en una superficie de más de 220 hectáreas, el equivalente a unos 300 campos de fútbol.
El vapor se utiliza para mover las turbinas de las dos plantas de 50 megavatios (MW) cada una encargadas de generar la electricidad. Ambas centrales se beneficiarán de la excelente radiación solar del municipio, una localización ideal en España por sus condiciones climatológicas, señala la empresa.
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Termosolar
ABENGOA y JGC
ponen en marcha una
planta termosolar en
Córdoba
• La central producirá la energía equivalente para abastecer a aproximadamente 26.000 hogares.
• Más de 60.500 espejos, dispuestos en unas 110 hectáreas, concentrarán la luz solar.
Abengoa, compañía internacional que aplica soluciones tecnológicas innovadoras para el desarrollo sostenible en los sectores de energía y medioambiente, y JGC Corporation, han puesto en funcionamiento Solacor 1, su primera planta termosolar conjunta, ubicada en la plataforma solar El Carpio. Solacor 1 está operando desde el 1 de febrero de 2012.
La entrada en operación de Solacor 2, está prevista próximamente. Abengoa operará las dos plantas que forman la plataforma solar El Carpio y mantendrá una participación del 74 por ciento en ambos proyectos.
Las dos plantas cuentan con un total de 121.000 espejos instalados en el campo solar que concentran la luz del sol para generar vapor a unas temperaturas de hasta 400 grados, en una superficie de más de 220 hectáreas, el equivalente a unos 300 campos de fútbol. El vapor se utiliza para mover las turbinas de las dos plantas de 50 MW cada una que generan la electricidad.
Ambas centrales se beneficiarán de la excelente radiación solar del municipio de El Carpio, en Córdoba, una localización ideal en España por sus condiciones climatológicas. La energía renovable producida en estas dos plantas es suficiente para abastecer hasta 52.000 hogares y contribuye evitar la emisión de 63.000 toneladas de CO2 al año.
E l equipo técnico de RENOVETEC, dentro de las actividades que realiza la empresa de I+D+i, ha desarrollado un
plan de mantenimiento de centrales termosolares CCP. El plan de mantenimiento desarrollado por RENOVETEC contempla las actividades de mantenimiento de los 28 sistemas en que se ha dividido una central termosolar, y consta de un total de 298 gamas de mantenimiento. La compañía ha explicado que el plan de mantenimiento “ya ha sido desarrollado para al menos dos centrales termosolares en marcha, una ubicada en la provincia de Sevilla y otra en el norte de África”.
Para desarrollar el sistema se ha estudiado cada uno de los equipos que habitualmente componen las centrales de tecnología cilindro parabólica y se han obtenido un total de 90 equipos-tipo. La base del plan, ha señalado RENOVETEC, son las instrucciones técnicas de mantenimiento desarrolladas para cada uno de esos 90 equipos, que contemplan las tareas a realizar, la frecuencia con la que hay que realizarlas y la especialidad del trabajo, con el objeto de distinguir entre las tareas mecánicas, eléctricas, predictivo, de instrumentación, las referidas al plan de calibración, las realizadas por operación, etc.
El plan respeta las instrucciones de mantenimiento de los fabricantes de los diferentes equipos, ya que se ha realizado sobre la base de los manuales de mantenimiento de los principales fabricantes de los equipos que se emplean habitualmente en centrales termosolares.
A una descarga gratuita
Una de las características del plan es que se puede implementar en diversos programas de gestión del mantenimiento (GMAO), como SAP PM®, MAXIMO®, PRISMA®, o el software gratuito PMXpro® recomendado por RENOVETEC. La compañía ha verificado que este último, desarrollado Cworks, se adapta a las necesidades de gestión de mantenimiento de una central termoeléctrica.
Es posible descargarlo en:
www.renovetec.com/pmxpro.html www.cworks.com.my
RENOVETEC, dentro de sus actividades de I+D+i, ha desarrollado un RCM (Reliability Centred Maintenance, Mantenimiento Centrado en Fiabilidad) especialmente dirigido a centrales termoeléctricas. El RCM es una metodología para el desarrollo de un plan de mantenimiento basada en el análisis de fallos de la instalación. De las tres metodologías habituales para la elaboración de planes de mantenimiento, explica la compañía «RCM basa el plan de mantenimiento programado en un exhaustivo análisis de fallos, lo que sin duda aporta los mejores resultados, pues estará orientado a evitar los fallos que pueda tener la instalación».
Otra de las aportaciones de RENOVETEC es la puesta en funcionamiento de la web temática
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Termosolar
RENOVETEC desarrolla un plan de
mantenimiento para
centrales termosolares
www.operacionymantenimiento.com,
dedicada especialmente a la explotación de centrales termoeléctricas. Entre otros temas aborda los organigramas en centrales eléctricas, la descripción de puestos de trabajo, los arranques y paradas de planta, la vigilancia de parámetros en centrales eléctricas y la investigación de fallos en centrales eléctricas.
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Termosolar
L a torre, de 160 metros de altura, se levanta en Tonopah, en el Estado de Nevada. Sus
promotores son un consorcio integrado por la propia ACS, a través de su filial industrial Cobra, el Santander y la firma estadounidense Solar Rerserve.
ACS construye en Estados Unidos la que se considera mayor torre de generación termosolar del mundo, que además será la primera capaz de almacenar energía, un proyecto de 110 megavatios (MW) de potencia y que supone una inversión de unos 1.000 millones de dólares (unos 760 millones de euros).
La instalación ya tiene cerrada desde el pasado año su financiación, en la que participa el Gobierno de Estados Unidos mediante subvenciones y créditos blandos de su Departamento de Energía.
Con este proyecto, ACS consolida en su entrada en el mercado de las renovables de Estados Unidos, donde desembarcó el pasado año con la promoción de este proyecto termosolar, y un segundo en Carolina del Norte, y donde además comenzó a estudiar distintos proyectos eólicos.
Cobra se encarga de todo el trabajo de construcción de la instalación, que arrancó en septiembre de 2011 y se espera que se ponga en marcha a finales de 2013.
En concreto, la torre dispondrá de más de 10.000 heliostatos situados a su alrededor. Estos dispositivos concentran los rayos del sol en un receptor, donde las sales fundidas se calientan desde los 300 hasta los 560 grados centígrados, almacenándose a esa temperatura en un tanque hasta para diez horas de generación eléctrica a plena carga.
De esta forma, gracias al almacenamiento de sales, la planta puede generar energía eléctrica limpia 'a demanda', cuando la precisa el sistema, incluso en plena noche.
Los promotores de la torre ya han firmado un acuerdo de suministro de energía para un periodo de 25 años con la firma NV Energy que, una vez la planta se ponga en servicio, la destinará a cubrir la demanda de unos 75.000 hogares.
Se prevé que este complejo termosolar genere más de 600 puestos de trabajo durante los treinta meses a los que se extiende su construcción, así como unos 4.300 indirectos entre las distintas firmas suministradoras.
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Termosolar
ACS construye la
mayor torre
termosolar en EEUU
E l Centro Tecnológico Avanzado de Energías Renovables (CTAER) ha contratado a Abengoa para que
construya una instalación única en el mundo. Ha sido bautizada como «Central Solar de Geometría Variable» y tras ese nombre está un catedrático de termodinámica de la Universidad de Sevilla llamado Valeriano Ruiz.
Ahora se ha hecho público que el presidente del CTAER, ha firmado un contrato a través del cual se adjudicó a Abengoa (después de un proceso de licitación en convocatoria pública y abierta) la ejecución de las obras «Central Solar Experimental de Geometría Variable para Sistemas de Receptor Central».
Un 17% más de rendimiento
Las centrales eléctricas termosolares de tipología de receptor central en torre funcionan actualmente con campos de helióstatos y receptor de carácter fijo e inamovible en su eje. A lo largo del día, la variación de los rayos solares con respecto a la inclinación y orientación de los helióstatos genera pérdidas de energía que condiciona el rendimiento de la central, sobre todo en las primeras horas de la mañana y en las últimas de la tarde. Es el llamado factor coseno.
La novedad que aporta Central Solar de Geometría Variable estriba en la movilidad de sus elementos. Hay una torre central y un campo de helióstatos, pero con la particularidad de que los helióstatos se asientan sobre unos soportes móviles, unos raíles circulares concéntricos en relación a la torre, que permiten el movimiento alrededor del receptor. Así cuando el sol está en el este los helióstatos están en el oeste mirando a la torre y recibiendo la radiación casi perpendicular al plano de apertura. A medida que el sol se mueve en el horizonte los helióstatos se van moviendo en sus raíles para captar la radiación directa. El receptor también girará sobre el eje de la torre para seguir el cambio de dirección de la radiación reflejada por los helióstatos.
El resultado es que se obtiene un mayor rendimiento. «La simulación que hemos hecho de un año completo nos da un aumento del 17%», asegura Valeriano Ruiz, quien recuerda que «la central está concebida como experimental, para realizar ensayos y probar equipos y sistemas, no como productora de electricidad».
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Termosolar
En marcha la
primera central
solar de geometría
variable
Líder mundial
La central será una realidad en 16 meses. Es el tiempo previsto para su construcción. Se ubicará en Tabernas (Almería), en terrenos aledaños a la Plataforma Solar de Almería. El presupuesto es de 4.700.000 euros, financiado por la Consejería de Innovación, Ciencia y Empresa, a través de la Agencia de Innovación y Desarrollo de Andalucía, consecuencia de un convenio con el Ministerio de Ciencia e Innovación. La patente es del CTAER.
Este nuevo paso en el desarrollo de la tecnología termosolar incide en el liderazgo de España en este campo. Según Valeriano Ruiz, «el dominio español de la tecnología termosolar coloca a España en una posición de privilegio para explotar un mercado con perspectivas billonarias en el futuro de corto, medio y largo plazo, ya que actualmente las energías renovables generan un negocio anual de 211.000 millones de dólares en todo el mundo. Lo importante es no perder ese liderazgo y para conseguirlo, hay que seguir insistiendo en la formación y la investigación».
España cerró el año 2011 con 26 centrales operativas que superaron los 1.100 MW.
El 62% de esa capacidad de generación cuenta con sistemas de almacenamiento en forma de energía térmica. Por esa razón, se puede verter electricidad a la red incluso en horas nocturnas. A esta singularidad de la energía termosolar se une la posibilidad de hibridarla con biomasa o cualquier otro combustible, lo que multiplica su potencial, gestionabilidad y predictibilidad.
El liderazgo mundial termosolar de España no sólo es cuantitativo, sino también cualitativo por sus innovaciones tecnológicas y su I+D+i, puestos de relieve por el presidente del CTAER «nuestro país tiene centrales de torre únicas en el mundo, como PS10 y PS20 de vapor saturado. Ambas forman parte de la Plataforma Solúcar en la localidad de Sanlúcar La Mayor, Sevilla; la mayor plataforma solar de Europa. También contamos con Gema Solar en la misma provincia sevillana que aporta importantes novedades tecnológicas en las centrales de torre».
La industria termosolar durante los años 2008, 2009 y 2010 ha contribuido al PIB español con 723, 1182 y 1650 millones de euros respectivamente, según un estudio de la consultora Deloitte.
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Termosolar
E l consejero delegado de Iberdrola,
José Ignacio Sánchez Galán, aprovechó
la presentación de resultados de su
compañía para volver a lanzar una dura crítica contra la energía solar termoeléctrica, que, a
juicio de este ejecutivo, es una de las grandes
responsables del déficit de tarifa en España.
Protermosolar por su parte ha contestado a Galán.
La guerra no es nueva. Como tampoco lo son sus dos principales contendientes: Iberdrola y
Protermosolar. La multinacional española, cuyo actor principal es Galán, lleva ya muchos meses
atacando a la termosolar. Y la patronal del
sector, presidida por el catedrático de
Termodinámica de la Universidad de Sevilla
Valeriano Ruiz, lleva también otros tantos contragolpeando. Las cosas han ido tan lejos
que, hace apenas tres meses, Protermosolar
decidía expulsar de su asociación a Iberdrola,
que llevaba integrada en ella desde sus orígenes. ¿La causa? las declaraciones de
Sánchez Galán que no ve en la termosolar sino
dificultades acusándola del déficit tarifario.
Frente a tales acusaciones, la patronal del sector termosolar, ha difundido un comunicado
de respuesta, en el que entre otras cosas dice
«la verdadera solución del déficit no está en las
renovables, y mucho menos en la termosolar, sino en la excesiva retribución de hidráulicas y
nucleares que reciben las grandes empresas
eléctricas de nuestro país, las cuales cada vez
ganan más dinero a costa de todos los consumidores» Tres de cada cuatro kilovatios
que produce Iberdrola en régimen general
salen de sus saltos hidroeléctricos o de sus
centrales nucleares. Por cierto, Iberdrola anunció que ha obtenido un beneficio neto en
2011 de 2.805 millones de euros (la
multinacional española solo tiene una central
termosolar, en Puertollano, de 50 MW). En España hay actualmente 1.154 MW
termosolares en operación y unos 1.300 en
construcción o promoción.
La solución al déficit de tarifa no
radica en el 1% del sector eléctrico
que supone la termosolar
Iberdrola, tras anunciar un beneficio neto de
casi tres mil millones de euros, manifiesta
que el problema del déficit de tarifa se debe
al sector termosolar. El déficit de tarifa es la
diferencia entre lo que cuesta generar y
distribuir electricidad y lo que pagan los
consumidores. Los ingresos de Iberdrola
suponen un porcentaje muy elevado de esa
tarta, mientras que toda la termosolar no
55
Termosolar
La GUERRA de
la Termosolar
supone ni un uno por ciento de la misma y
supondrá en 2013 tan sólo un 3%. Por tanto,
para arreglar ese problema sería más eficaz
mirar a cómo bajar las partidas que cobra
Iberdrola y exigirle las que tiene pendiente de
devolución.
Iberdrola dice que las plantas termosolares
tienen una rentabilidad enorme. Nos
sorprende que el señor Sánchez Galán se
atreva a hacer esa afirmación cuando tiene
una planta termosolar en Puertollano que él
sabe perfectamente está teniendo una
rentabilidad muy inferior. ¿Es que el señor
Sánchez Galán no conoce los números
de su propia planta? Protermosolar le reta a
que haga públicos sus propios datos.
Protermosolar ha entregado al Ministerio de
Industria, Energía y Turismo unas precisas
estimaciones sobre el coste que supondrán las
centrales termosolares en los próximos años,
que son del orden de la mitad de lo
que las grandes empresas eléctricas están
difundiendo en todos los medios de
comunicación para confundir a la opinión
pública.
La verdadera solución del déficit no está en
las renovables, y mucho menos en la
termosolar, sino en la excesiva retribución de
hidráulicas y nucleares que reciben las
grandes empresas eléctricas de nuestro país,
las cuales cada vez ganan más dinero a costa
de todos los consumidores y luego les echan
la culpa del precio de la electricidad a todos,
incluido el Gobierno cuando no hace lo que
ellas quieren. La liquidación de los CTC’s y
de los derechos gratuitos de emisión
que han recibido esas mismas empresas
podrían reducir el déficit acumulado
considerablemente.
No entendemos la obsesión del señor Sánchez
Galán contra la termosolar. No podemos
pensar que la frustración por haber querido
ser el líder de este sector en el 2009 y por el
estrepitoso fracaso cosechado o por las
batallas, en gran medida personales, que está
librando, puedan llevarle a perjudicar con su
posición a regiones como Extremadura,
Andalucía y Castilla-La Mancha y a una gran
cantidad de empresas nacionales que estaban
subsistiendo en estos momentos de crisis
gracias a las instalaciones de energías
renovables.
Estamos seguros de que el Gobierno no
seguirá sus recomendaciones de cercenar el
liderazgo y desarrollo de la industria
termosolar nacional, que sólo con una
reforzada posición en nuestro país podrá
aprovechar el floreciente mercado a nivel
mundial que se está abriendo. El Gobierno no
puede dejar pasar esta oportunidad histórica
para nuestra tecnología por defender los
balances de unas pocas empresas con
enormes beneficios.
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Termosolar
L a Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica, Protermosolar, ha propuesto a la Comisión Nacional de
la Energía (CNE) once medidas que si fueran aplicadas casi acabarían con más del 70% del déficit de tarifa. Recudiría 17.300 millones de los aproximadamente 24.000 que existen.
Las once medidas de Protermosolar para rebajar el déficit tarifario son su respuesta a una consulta pública abierta por la CNE, por encargo del gobierno Rajoy, para buscar soluciones a este problema del sector energético. Un asunto que, a juicio de Protermosolar, «no es achacable en absoluto a las energías renovables como interesadamente se quiere hacer ver a la opinión pública, ya que éstas han contribuido a la rebaja en origen del precio de la electricidad».
La rebaja del déficit sería aún mayor, asegura Protermosolar, «si se abordara la quita que propone para los beneficios excesivos obtenidos por la generación de electricidad en centrales nucleares y gran hidráulica, una quita que responde a la doctrina del Tribunal Supremo sobre los “beneficios razonables” y con la que ya se justificaron en el pasado determinadas medidas sobre algunas energías renovables. La cuantificación de estos beneficios excesivos
podría hacerse a partir de las conclusiones de un informe de la propia CNE, de mayo de 2008, sobre costes de generación de las diferentes tecnologías y que coinciden con estudios de consultoras realizados posteriormente, de lo que se derivaría una cifra superior a los 50.000 millones de euros desde la instauración del sistema de ‘pool’ y en más de 20.000 millones desde el reconocimiento de la figura del déficit tarifario».
En síntesis, la propuesta de Protermosolar a la CNE incluye dos grandes tipos de medidas, con los siguientes ahorros:
A) Medidas para recortar el déficit acumulado:
1 Aplicar una cierta quita basada en la teoría del Tribunal Supremo de beneficio razonable por los ‘windfall
profits’ de años anteriores. Cantidad pendiente de determinar.
2 Realizar la regularización y liquidación final de los Costes de Transición a la Competencia todavía pendientes.
Estimación: 3000 millones de euros.
3 Exigir la devolución de los derechos de emisión que las eléctricas han recibido gratuitamente en los sucesivos años
desde 2005 y que se han internalizado en el precio del pool. Ya se exigió la devolución de ciertas anualidades (2006, 2007, 2008 y 2009 -1er semestre) que es de suponer se habrán ingresado, aunque no se ha podido ver
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Termosolar
PROTERMOSOLAR
indica a la CNE cómo
reducir 17.300
millones de déficit
claramente en los datos facilitados sobre el déficit. Faltaría por exigir las de 2005 y desde el 2º semestre de 2009 hasta la fecha. Estimación: 4200 millones de euros.
B) Medidas para reducir el déficit anual
4 Bajar la remuneración a las centrales nucleares e hidráulicas, suficientemente amortizadas y cuyos
costes de generación son muy inferiores a los precios del ‘pool’. Estimación: 3000 millones de euros al año.
5 Revisar los costes regulados de distribución exigiendo mayores niveles de eficacia y, por tanto, de reducción
de costes. Estimación: 500 millones de euros anuales.
6 Eliminar los pagos por interrumpibilidad a grandes consumidores al existir sobrecapacidad instalada.
Estimación: 500 millones de euros al año. (Actualmente cobran del orden de 5000 millones)
7 Reducir los pagos por capacidad a los ciclos combinados e hidráulica. Estimación: 300 millones de euros
anualmente.
8 Retirar los apoyos al carbón nacional, que son la causa del cambio de tendencia en los compromisos de
reducción de emisiones, y pasar a los Presupuestos Generales del Estado otras medidas de apoyo a los 4000 trabajadores del sector de la minería. Estimación: 500 millones de euros al año.
9 Pasar a los Presupuestos Generales del Estado todos los costes que puedan calificarse de «apoyos sociales», como
los costes extrapeninsulares, el bono social, la subvención a Elcogas, la Moratoria Nuclear, etcétera. Estimación: 1300 millones de euros al año.
10 Corresponsabilizar a los otros sectores energéticos de la necesaria transformación del
sector eléctrico para el cumplimiento de los objetivos marcados por la U.E. Estimación: 3000 millones de euros anuales.
11 Aplicar como ingresos al sistema parte de las subastas de derechos de emisiones por
generación eléctrica a partir de 2013. Estimación: 1000 millones de euros anuales.
PROTERMOSOLAR estima que todas estas medidas resolverían sobradamente el problema del déficit y permitirían avanzar hacia el cambio de modelo energético con penetración paulatina de las renovables y con primas a su vez progresivamente decrecientes hasta alcanzar la paridad. «Las renovables no son el problema, sino la solución que puede ayudar a España a remontar la crisis al atraer inversión privada, incrementar el PIB, generar empleo, reducir importaciones de combustibles y la vulnerabilidad de nuestra economía y, en definitiva, contribuir de manera significativa a la reducción del déficit público. Si se aplicaran todas esas medidas no habría ningún problema en trasladar posteriormente a tarifa los costes resultantes y, por tanto, el resultado final sería que nunca más se incurriría en déficit tarifario».
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Termosolar
L a Plataforma Solar de Almería acoge un proyecto cuyos promotores describen como una planta termosolar con
turbina de gas híbrida de 100 KW. Es un sistema de helióstatos con una torre de 30 metros en la que hay un turbo generador con una turbina de 100 kW cuyo valor añadido es el calor residual que aporta. Precisamente ese calor residual es uno de los elementos destacados por AORA Solar.
Además de producir electricidad se generan 170 kW térmicos que se utilizarán para hacer funcionar una planta de desalinización. Este es el primer proyecto asociado a un sistema termosolar que «requiere menos espacio y una cantidad mínima de agua, generando más energía eléctrica y térmica útil, comparado con otros sistemas basados en la energía solar», asegura la compañía israelí.
Otro de los elementos característicos es que el sistema funciona no solo con radiación solar sino con combustibles como biogás, biodiésel y gas natural, y puede operar en tres formas: exclusivamente con energía solar, con radiación solar y un combustible de apoyo y únicamente con combustible no solar.
«Podemos generar energía las 24 horas del día», ha asegurado Zev Rosenzweig, Consejero Delegado de AORA, «y construir una planta siguiendo los requerimientos del cliente gracias a la modularidad, protegiendo de esta manera la inversión inicial a la vez que se le provee de energía tan sólo unos pocos meses después del inicio de movimientos de tierra».
Prueba y ensayo
La planta termosolar, que ocupa 2.000 m2, se ha instalado en la Plataforma Solar de Almería (PSA), centro de investigación con el que se ha llegado a un acuerdo de colaboración para evaluar el sistema, determinar sus parámetros de rendimiento y funcionamiento, y definir posibles mejoras en todos sus componentes.
Una de las características de la planta que sorprenden es su tamaño, tan solo 100 kW, en un momento en el que se está optando por plantas cada vez más grandes para reducir costes. La planta termosolar tipo es de 50 MW y algunos proyectos se plantean los 200 MW. Las pruebas que se realicen en la PSA determinarán el coste específico, la inversión por kW, y en consecuencia su interés comercial.
El sistema, tiene muchas posibilidades de mejora y será al recorrer ese camino cuando se determine en qué nicho de mercado es rentable. El de gran producción parece descartado por una cuestión de potencia, y se antoja más probable alguno en el que el subproducto térmico de la producción eléctrica sea interesante, como el caso de la desalación de agua.
En este sentido el director de la PSA, Diego Martínez, ha señalado que «daremos apoyo a la compañía para mejorar su tecnología y
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Termosolar
AORA Solar
inaugura una
planta solar
híbrida en la PSA
encontrar soluciones que den uso del calor excedente de la planta. Tenemos una línea de investigación para la desalinización de agua y la calefacción de edificios, así que podemos estudiar dichas opciones aquí con ellos».
Interés internacional
A la inauguración de la planta asistieron entre otros, representantes gubernamentales de España e Israel, incluyendo la Delegada de Innovación en Almería, Adriana Valverde y el embajador de Israel en España, Alon Bar, así como empresarios españoles y ejecutivos de México y Estados Unidos interesados en comercializar el sistema termosolar AORA.
La colaboración internacional es uno de los aspectos destacado por el Embajador de Israel
en España quien aseguró que «la inauguración de hoy en Almería busca implementar una colaboración con enorme potencial entre España e Israel. Con la capacidad de Israel de generar iniciativa e innovación, y el interés de España en las energías renovables, unido a la necesidad económica de España de colaborar con tecnologías innovadoras que no necesariamente existen aquí, se da una situación ideal para compañías israelíes como AORA para expandirse en este país. La base para nuestra colaboración es enorme y creo que estamos en un punto de partida para muchos proyectos como éste, en los que la tecnología israelí se puede implementar con la colaboración de compañías españolas introduciéndola en España y pudiendo exportarla igualmente a otros países».
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Termosolar
L a Asociación Europea de la Industria Solar Termoeléctrica ESTELA ha celebrado el
tercer Foro de la Industria Solar Termoeléctrica, los días 14 y 15 de febrero en Colonia.
El tercer Foro de la Industria Solar Termoeléctrica organizado por ESTELA en Colonia pone de manifiesto el enorme potencial y ventajas de esta tecnología. Piden que este periodo de reflexión dure lo menos posible y que se defina sin nuevas incertidumbres la trayectoria de incremento de potencia termosolar en España hasta 2020.
La Industria Solar Termoeléctrica despega a nivel mundial
La Asociación Europea de la Industria Solar Termoeléctrica ESTELA ha celebrado, esta vez en Colonia los días 14 y 15 de febrero, su tercer Foro de la Industria en el que, además de sus empresas y centros tecnológicos asociados, han tomado parte representantes del Gobierno Alemán y de la región Nord Rhine Wesphalia así como de instituciones como la Comisión Europea, IRENA, la Agencia Internacional de la Energía y el Banco Europeo de Inversiones.
La bienvenida a los asistentes fue realizada, junto al presidente de ESTELA, Luis Crespo, por la Ministra de Innovación Científica e Investigación de North Rhine-Westphalia, Svenja Schulze, quien señaló las expectativas de esta tecnología y el papel destacado de la industria y los centros de investigación europeos y presentó los apoyos del gobierno regional a la investigación en esta tecnología, que tiene su exponente más destacado en la central de torre de 1 MW instalada en Jülich, cerca de Colonia, y que está siendo dedicada a investigación avanzada en sistemas de receptor central.
En el Foro se abordó la situación de la Industria Solar Termoeléctrica en Europa analizando las políticas y los factores claves para su desarrollo junto a aspectos financieros y de impacto macroeconómico -como la creación de empleo- que contribuirán a su amplio despliegue en los países del cinturón solar del planeta.
También se analizó la positiva influencia que se derivará del futuro mercado único europeo de electricidad y del mercado ampliado con nuestros vecinos de la ribera mediterránea en
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Termosolar
La termosolar europea
llama a España para
continuar con el apoyo
a las renovables
la construcción de centrales termosolares. El desarrollo de infraestructuras de interconexión jugará un papel esencial.
Por último se presentaron los desafíos asociados a la innovación tecnológica y la necesidad de incrementar la fertilización cruzada entre empresas y centros de investigación.
En el foro se mostró la gran preocupación de los asistentes por las consecuencias que podría tener la reciente moratoria de apoyo a las renovables decidida por el Gobierno Español, para el mantenimiento de la posición de liderazgo de las empresas europeas y particularmente españolas, en el actual momento de despegue de la tecnología termosolar a nivel mundial.
Desde ESTELA se hace un llamamiento al Gobierno de España para que este periodo de reflexión dure lo menos posible y que se defina sin nuevas incertidumbres la trayectoria de incremento de potencia termosolar en España hasta 2020.
Por otro lado se celebró el éxito de una empresa española en la reciente adjudicación de las dos primeras centrales termosolares en Sudáfrica en el marco del REFIT y del avance de los proyectos de construcción de centrales termosolares en Estados Unidos, India, Marruecos, Australia, etc.
ESTELA, coincidiendo con el Foro, celebró su Asamblea General en la que Luis Crespo resultó elegido presidente por decisión unánime de los asistentes.
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Termosolar
Sobre ESTELA
La asociación europea de la industria solar termoeléctrica, ESTELA, fue fundada hace 5 años y tiene en la actualidad 60 miembros, entre los cuales figuran algunas asociaciones nacionales, por lo que en total representa a cerca de 200 empresas y centros de investigación. ESTELA es considerada la voz de la industria termosolar europea y colabora de forma activa, particularmente, con las instituciones Europeas como la Comisión y el Parlamento y contribuye a la promoción de la tecnología termosolar a nivel mundial.
S IEMENS se ha adjudicado tres pedidos de diferentes clientes para suministrar un total de cuatro turbinas de vapor
para plantas termosolares en el estado indio de Rajasthan. Los clientes son Godawari, Abhijeet y Diwakar & KVK. Se instalarán turbinas de vapor del modelo SST-700.
Los cuatro proyectos de plantas termosolares, con una potencia nominal de 50 MW y que deben estar en funcionamiento en la primavera de 2013, se desarrollan en el estado de Rajasthan y son parte del Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM), el programa del gobierno indio para promover la energía solar en el país. El plan gubernamental pretende que en el año 2022 haya instalados en India 20 GW de energía solar.
Siemens ha ofrecido las turbinas de vapor del tipo SST-700, con una potencia nominal de hasta 175 MW. Este tipo de turbina es especialmente adecuada para su uso en plantas de energía solar térmica, explica la compañía, ya que es apropiada para responder rápidamente a las fluctuaciones que se producen en estas instalaciones. Además, el sobrecalentamiento del vapor mejora la eficiencia de las turbinas y por lo tanto de la planta en su conjunto.
«Como proveedor líder de turbinas de vapor para centrales termosolares con una excelente trayectoria en España y los EE.UU., ahora también estamos en la parte central de la ejecución de un plan de desarrollo en el mercado de la India», explica Markus Tacke, consejero delegado de la unidad de negocio de Siemens Energy.
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Termosolar
SIEMENS
suministrará
turbinas de vapor a
termosolares indias
SST-700 Hasta 175 MW
La SST-700 es una turbina de dos carcasas consistente en
dos módulos: un módulo de AP (alta presión) con
reductor y otro de BP (baja presión).
Se utiliza para aplicaciones de generación de energía,
especialmente en ciclo combinado o centrales termo-solares. Cada módulo se puede usar independientemente o
combinado en una configuración ideal.
Datos técnicos
Potencia entregada de hasta 175 MW
Presión de entrada (con recalentamiento) de hasta 165 bar
Temperatura de entrada (con recalentamiento) de hasta
585 °C
Temperatura de recalentamiento de hasta 415 °C Velocidad de giro de 3.000 – 13.200 rpm
Extracción controlada de hasta 40 bar y hasta 415 °C
Hasta 7 tomas; hasta 120 bar
Presión del vapor de salida: contrapresión de
hasta 40 bar o condensación de hasta 0,6 bar
Presión del vapor de escape (recalentado) de hasta 3 bar
Área de escape 1,7 – 11 m2
PROGRAMAS DE FORMACIÓN ON LINE
CENTRALES TERMOSOLARES
PROGRAMA 1:
INGENIERO EXPERTO EN DISEÑO DE CENTRALES TERMOSOLARES
PROGRAMA 2:
DIRECTOR DE OBRA DE CENTRALES TERMOSOLARES
PROGRAMA 3:
DIRECTOR DE PLANTA DE CENTRALES TERMOSOLARES
PROGRAMA 4:
TÉCNICO ESPECIALISTA EN CENTRALES TERMOSOLARES
Cuatro programas formativos on line orientados al desarrollo técnico personal
y a la inserción laboral en proyectos de centrales termosolares.
Tfno: 91 126 37 66 Paseo del Saler 6
Fuenlabrada — 28945 Madrid