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ubre

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Ponencias:

Organigrama ideal en centrales termosolares CCP

Presentación del libro "LOS RECURSOS HUMANOS EN CENTRALES TERMOSOLARES"

La elaboracion del plan de mantenimiento

Herramientas de simulación

Técnicas de mantenimiento predictivo Material de la jornada (gratuito para asistentes):

Ponencias

Libro "LOS RECURSOS HUMANOS EN CENTRALES TERMOSOLARES" Cuaderno de trabajo

Coste:

Gratuito

Inscripciones por teléfono:

En RENOVETEC: 91 126 37 66

En el Colegio de Ingenieros Industriales de Madrid: 926 42 22 51

Inscripciones por email (solicitud de ficha de inscripción):

info@renovetec.com

formacioncr@coiim.es

Aforo limitado. Se aceptarán solicitudes por estricto orden de inscripción

Jornada Técnica

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA EN CENTRALES TERMOSOLARES Herramientas de operación y mantenimiento para la mejora de resultados

Edición Mensual

Año II Octubre 2012

Edita

Dirección

Santiago G. Garrido

Jefa de Redacción Natalia Fernández Castaño

Administración Yolanda Sánchez

Colaboradores

Pedro Juan López Rojo Daniel Pelluz Angel Lezana

Alberto López Serrada Alex Lupión Romero

Programación web

Natalia Fernández Maite Trijueque

Contacta con nosotros:

Especial PLANTAS DE BIOMASA 4

Procesos de conversión de Biomasa en energía

Descripción de una Planta de Biomasa

Tecnologías de Gasificación

La Tecnología del Biogás

Simulador para Plantas de Biomasa

Planta-piloto para la valorización de biomasa forestal de Castilla y León

COGENERACIÓN 37 La industria, verdadera damnificada de la reforma eléctrica del Gobierno

Fabra quiere negociar una reducción del ‘céntimo verde’ para la industria

EÓLICA 41 La eólica podría proporcionar la mitad de la electricidad mundial

Control remoto de última generación para aerogeneradores con sistema de paso variable

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FOTOVOLTAICA 47 Sistema de telemetría para plantas solares fotovoltaicas de pequeña escala

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O&M 52 La contratación del mantenimiento “20 consejos útiles”: 4. Elija el tipo de contrato más adecuado para sus intereses y necesidades

TERMOSOLAR 58 La termosolar bate su marca histórica de generación eléctrica diaria

Los fondos internacionales denunciarán al Gobierno por el ajuste termosolar

Rioglass suministra en Arizona los espejos para la mayor termosolar del mundo

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El gran ajuste eléctrico. ¿Quién asume más coste?

El Gobierno prepara una ley para la liberalización total del sistema eléctrico

Páginas

L as tecnologías de conversión incluyen desde procesos simples y tradicionales,

como la producción de carbón vegetal en hogueras bajo tierra; hasta procesos de alta eficiencia como la dendro-energía y la cogeneración.

A continuación se presentan los procesos de conversión de biomasa más relevantes, los cuales se pueden clasificar en tres categorías:

• Procesos de Combustión Directa.

• Procesos Termo-químicos.

• Procesos Bio-químicos.

Procesos de combustión directa

Esta es la forma más antigua y más común, hasta hoy, para extraer la energía de la biomasa. Los sistemas de combustión directa son aplicados para generar calor, el cual puede ser utilizado directamente, como por ejemplo, para la cocción de alimentos o para el secado de productos agrícolas. Además, éste se puede aprovechar en la producción de vapor para procesos industriales y electricidad. Las tecnologías de combustión directa van desde sistemas simples, como estufas, hornos y

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An tes de que la biomasa pueda ser utilizada para fines energéticos, tiene que ser convertida en una

forma más conveniente para su transporte y utilización. A menudo, la biomasa es convertida en formas derivadas tales como carbón vegetal, briquetas, gas, etanol y electricidad.

calderas, hasta otros más avanzados como combustión de lecho fluidizado.

Los procesos tradicionales de este tipo, generalmente, son muy ineficientes porque mucha de la energía liberada se desperdicia y pueden causar contaminación cuando no se realizan bajo condiciones controladas.

Estos resultados se podrían disminuir considerablemente con prácticas mejoradas de operación y un diseño adecuado del equipo.

Por ejemplo, secar la biomasa antes de utilizarla reduce la cantidad de energía perdida por la evaporación del agua y para procesos industriales, usar pequeños pedazos de leña y atender continuamente el fuego supliendo pequeñas cantidades resulta en una combustión más completa y, en consecuencia, en mayor eficiencia. Asimismo, equipos como los hornos se pueden mejorar con la regulación de la entrada del aire para lograr una combustión más completa y con aislamiento para minimizar las pérdidas de calor.

Densificación

Esta se refiere al proceso de compactar la biomasa en «briquetas», para facilitar su utilización, almacenamiento y transporte. Las briquetas son para usos domésticos,

comerciales e industriales. La materia prima puede ser aserrín, desechos agrícolas y partículas de carbón vegetal, el cual se compacta bajo presión alta.

Métodos Termo-químicos

Se basan en la utilización del calor como fuente de transformación de la biomasa. Están muy desarrollados para la biomasa seca, sobretodo para la paja y la madera.

a) Combustión

Es la oxidación completa de la biomasa por el oxígeno del aire al aplicar altas temperaturas (800 -1000 ºC), en esta reacción se libera agua, gas carbónico, cenizas y calor. Este último es utilizado para el calentamiento doméstico o industrial o para la producción de electricidad.

La tecnología más difundida a escala comercial para llevar a cabo la combustión son las parrillas fijas, horizontales e inclinadas o las móviles y vibratorias. Las calderas de parrilla de biomasa no son diferentes de las usadas con otros combustibles como el carbón, si bien se incorporan modificaciones importantes de diseño para adaptarlas al nuevo combustible. Estas modificaciones pueden ser desde la geometría de la cámara de combustión, hasta las disposiciones de las superficies de intercambio.

En los últimos años se está imponiendo la tecnología de lecho fluido, usado tanto en plantas térmicas como termoeléctricas. La variante más difundida es la de tipo burbujeante, debido a su mayor viabilidad económica en plantas relativamente pequeñas como son las de biomasa.

La tecnología de lecho fluido, presenta la ventaja de trabajar a temperaturas inferiores,

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lo que disminuye las emisiones de óxidos de nitrógeno y la formación de escorias. También presenta la ventaja de poder trabajar con biomasa heterogénea y con variabilidad del contenido de humedad.

También existen otras tecnologías de menor implantación, los hornos de combustible pulverizado y los de combustión ciclónica.

b) Pirólisis

Se trata de una combustión incompleta a una temperatura aproximada de 500ºC de la biomasa en condiciones anaerobias, es decir, en ausencia de oxígeno. Se utiliza desde hace mucho tiempo para producir carbón vegetal. Este método libera también un gas pobre, mezcla de monóxido (CO) y dióxido de carbono (CO2), de hidrógeno (H2) y de hidrocarburos ligeros. Este gas, de poco poder calórico, puede servir para accionar motores diesel, para producir electricidad, o para mover vehículos.

c) Pirólisis Flash

Es una variante de la pirolisis y se realiza a una temperatura mayor, alrededor de 1.000 ºC, y tiene la ventaja de asegurar una gasificación casi total de la biomasa. Se optimiza de esta forma el gas pobre. Las instalaciones en la que se realizan la pirólisis y la gasificación de la biomasa se llaman gasógenos. El gas pobre producido puede utilizarse directamente o puede servir como base para la síntesis de metanol, el cual podría sustituir a las gasolinas para la alimentación de los motores de explosión (carburol).

d) Gasificación

Es un proceso de combustión incompleta de la biomasa, efectuado a altas temperaturas (700-1200ºC), aunque en general, inferiores a las de combustión. Como producto principal se

obtiene un gas combustible compuesto por hidrógeno, metano y monóxido de carbono. El poder calorífico de este gas, se sitúa en torno a los 4 MJ/Nm³.

La gasificación es una alternativa con mejores rendimientos que la combustión en calderas. El empleo de motores diesel o de turbinas de gas para quemar el gas producido puede eleva el rendimiento a valores por encima del 30%, sin embargo ésta es una opción poco extendida.

Los métodos convencionales usan el aire como agente gasificante, si bien en ocasiones se emplea aire enriquecido en oxígeno, aumentando el poder calorífico del gas resultante, al disminuir el contenido de nitrógeno.

El principal problema que presenta la gasificación de biomasa como tecnología para la generación eléctrica es la limpieza del gas resultante del proceso de las impurezas que lo acompañan.

La gasificación tiene una serie de ventajas:

▪ El gas producido es más versátil y se puede

usar para los mismos propósitos que el gas natural.

▪ Puede quemarse para producir calor y vapor

y puede alimentar motores de combustión interna y turbinas de gas para generar electricidad.

Métodos Bio-químicos

Estos procesos utilizan las características bio-químicas de la biomasa y la acción metabólica de organismos microbiales para producir combustibles gaseosos y líquidos. Son más apropiados para la conversión de biomasa húmeda que los procesos termo-químicos. Los más importantes son:

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a) Digestión anaeróbica

La digestión de biomasa humedecida por bacterias en un ambiente sin oxígeno (anaeróbico) produce un gas combustible llamado biogás. En el proceso, se coloca la biomasa (generalmente desechos de animales) en un contenedor cerrado (el digestor) y allí se deja fermentar; después de unos días, dependiendo de la temperatura del ambiente, se habrá producido un gas, que es una mezcla de metano y dióxido de carbono. La materia remanente dentro del digestor es un buen fertilizante orgánico. Los digestores han sido promovidos fuertemente en China e India para usos domésticos en sustitución de la leña. También se pueden utilizar aguas negras y mieles como materia prima, lo cual sirve, además, para tratar el agua.

b) Combustibles alcohólicos

De la biomasa se pueden producir combustibles líquidos como etanol y metanol. El primero se produce por medio de la fermentación de azúcares y, el segundo por la destilación destructiva de madera. Esta tecnología se ha utilizado durante siglos para la producción de licores y, más recientemente, para generar sustitutos de combustibles fósiles para transporte. Estos combustibles se pueden utilizar en forma pura o mezclados con otros, para transporte o para la propulsión de máquinas.

c) Biodiesel

A diferencia del etanol, que es un alcohol, el biodiesel se compone de ácidos grasos y ésteres alcalinos, obtenidos de aceites vegetales, grasa animal y grasas recicladas. A partir de un proceso llamado «transesterificación», los aceites derivados orgánicamente se combinan con alcohol

(etanol o metanol) y se alteran químicamente para formar ésteres grasos como el etil o metilo ester. Estos pueden ser mezclados con diesel o usados directamente como combustibles en motores comunes. El biodiesel es utilizado, típicamente, como aditivo del diesel en proporción del 20%, aunque otras cantidades también sirven, dependiendo del costo del combustible base y de los beneficios esperados. Su gran ventaja es reducir considerablemente las emisiones, el humo negro y el olor.

d) Gas de rellenos sanitarios

Se puede producir un gas combustible de la fermentación de los desechos sólidos urbanos en los rellenos sanitarios. Este es una mezcla de metano y dióxido de carbono. La fermentación de los desechos y la producción de gas es un proceso natural y común en los rellenos sanitarios; sin embargo, generalmente este gas no es aprovechado. Además de producir energía, su exploración y utilización reduce la contaminación y el riesgo de explosiones en estos lugares y disminuye la cantidad de gases de efecto invernadero.

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Bá sicamente los elementos que integran una planta de combustión de biomasa para la producción de electricidad son:

▪ Parque de combustible.

▪ Sistema de pretratamiento del combustible

(si fuese necesario).

▪ Sistema de alimentación del combustible.

▪ Sistema de combustión.

▪ Equipo depuración de gases.

▪ Equipo de eliminación de cenizas.

▪ Equipo tratamiento de agua de alimentación.

▪ Equipo de depuración de aguas residuales.

▪ Turbina de vapor.

▪ Condensador.

▪ Alternador.

▪ Línea de evacuación de electricidad.

▪ Equipos de conexión con la red.

▪ Sistema de refrigeración: agua o aire.

▪ Sistema de control.

▪ Elementos auxiliares: tuberías, bombas,

sistema eléctrico.

La elección de todos estos elementos es una tarea difícil, ya que se han de adecuar al combustible disponible y a las condiciones de funcionamiento requeridos.

Existen distintos tipos de caldera de vapor según la tecnología empleada: parrilla (fija, móvil, vibrante), lecho fluido, pulverizado. Cada uno de estos tipos de caldera conlleva diferentes eficacias energéticas, posibilidades de uso de distintas biomasas, costes de inversión, mantenimiento, etc. La elección de la caldera más apropiada depende de la realización de un estudio de optimización de todos estos parámetros.

Generalmente se utilizan calderas tradicionales con parrilla móvil o fija (temperaturas menores de 1.000 º C). A continuación se detalla brevemente cada tipo de caldera:

a) CALDERA ACUOTUBULAR

Las calderas de este tipo constan de tubos longitudinales soldados de tal manera que constituyen paredes completas que encierran la cámara de combustión, a través de la cual fluye el agua que se va a calentar. Por su construcción, la caldera acuotubular se usa casi exclusivamente cuando se emplean presiones de vapor superiores a los 10 Kg. /cm2 (máximo de 24,6 Kg. /cm2), especialmente para proporcionar energía motriz a los generadores de turbinas. La producción de vapor depende de la relación que exista entre la presión y la temperatura del agua.

A cualquier temperatura, por baja que sea, se puede vaporizar el agua, con tal que se disminuya convenientemente la presión del líquido. Igualmente, se puede vaporizar el agua a cualquier presión, siempre que se aumente convenientemente su temperatura. El tiempo de arranque para producción de vapor a su

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presión de trabajo no excede los 20 minutos.

Ofrecen una combustión de alto rendimiento, se fabrican en capacidades de 15 hasta 1500 Kw. y por su construcción de tubos de agua se trata de una caldera inexplosible. Son equipos tipo paquete, con todos sus sistemas para su operación automática.

b) CALDERA PIROTUBULAR

Se emplean principalmente cuando se necesitan presiones de vapor de no más de 20 Kg. /cm2 en operaciones pequeñas o medianas. Son relativamente baratas y funcionan aprovechando el principio de los gases calientes de la combustión que pasan por tubos de acero colocados en camisas exteriores de agua.

El cuerpo de caldera, está formado por un cuerpo cilíndrico de disposición horizontal, incorpora interiormente un paquete multitubular de transmisión de calor y una cámara superior de formación y acumulación de vapor. La circulación de gases se realiza desde una cámara frontal hasta la zona posterior donde termina su recorrido en otra cámara de salida de humos.

c) CALDERA DE LECHO FLUIDIZADO

Éstas son capaces de quemar combustible desmenuzado sin tratar, con niveles de humedad de hasta un 55-60%, en una zona mezcladora turbulenta encima de un lecho fluidizado de arena de sílice inerte. El combustible se mantiene en suspensión durante la combustión por la alta velocidad del aire expulsado a través del lecho de arena, lo que determina que la arena adopte propiedades fluidizadas y de libre flujo. Alcanzan temperaturas no mayores a los 800 °C.

El vapor que produce una caldera de tubos de

agua es un vapor seco, por lo que en los sistemas de transmisión de calor existe un mayor aprovechamiento. El vapor húmedo producido por una caldera de tubos de humo contiene un porcentaje muy alto de agua, lo cual actúa en las paredes de los sistemas de transmisión como aislante, aumentando el consumo de vapor hasta en un 20%. Según esta información se toma la decisión de escoger la caldera acuotubular para la planta de biomasa.

Las condiciones de vapor requerido en las turbinas son variables, siendo típico por ejemplo vapor recalentada a 60 bares de presión y 450 – 480 °C. Esta temperatura no debe ser superada ya que se podrían encontrar problemas debido a la condensación del cloro que integra la biomasa.

En cuanto a las turbinas, en general existen fabricantes que pueden realizar cualquiera de las potencias que se puedan obtener en estas plantas. Es un elemento muy importante y más aún el equipo de condensación de la misma, ya que de ello depende un rendimiento adecuado.

En su rendimiento influyen parámetros como:

• altura del lugar de ubicación, temperatura ambiente,

condiciones de vapor, refrigeración, etc.

La disponibilidad de agua para la refrigeración es una cuestión fundamental, si no se dispone de este elemento se puede optar por refrigeración mediante aire. En este caso los rendimientos globales de la planta se podrían ver afectados y se encarecería el coste y mantenimiento, el autoconsumo de energía eléctrica es más elevado.

Otro elemento a tener muy en cuenta en las plantas de biomasa es el almacenamiento y alimentación del combustible. En general se necesitan grandes superficies para albergar la

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biomasa ya que ésta se suele producir en un tiempo muy breve y es necesario almacenarla durante todo el año. Esto encarece notablemente los sistemas y el conjunto de las instalaciones.

El tratamiento y alimentación de combustible es fundamental ya que se pueden producir paradas notables si estos sistemas no son los adecuados para el tipo de combustible que se quiere utilizar.

La combustión de biomasa genera una gran cantidad de cenizas que han de ser filtradas antes de su emisión a la atmósfera mediante las mejores tecnologías disponibles en el momento. En este sentido cabe destacar la eficiencia de equipos como filtros de mangas y filtros electroestáticos que aseguran en todo momento los niveles de emisión exigidos por la legislación.

Básicamente un esquema de una planta de generación mediante biomasa podría consistir en lo siguiente:

Proceso de obtención del combustible (sector olivarero)

La almazara es la instalación fabril en la que a partir de las aceitunas procedentes de los olivos se obtiene el aceite de oliva.

En ella se realizan las operaciones de recepción, limpieza y lavado del fruto, pesaje y almacenamiento, preparación de la pasta mediante molienda y batido, separación de fases sólidas por presión o centrifugación de masas, de líquidas por decantación o centrifugación y envasado y expedición del producto final.

La zona de recepción de la aceituna está formada por una tolva instalada a nivel del suelo en la que los vehículos, normalmente tractores, descargan las aceitunas recogidas en el campo. Mediante una o varias cintas transportadoras, las aceitunas son conducidas a la zona de limpieza y lavado.

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La zona de limpieza y lavado del fruto tiene por objeto eliminar las impurezas, que pueden ser de dos tipos:

• Hojas y ramas, que son separadas mediante

la impulsión de corrientes de aire. Los restos son eliminados a través de cribas vibrantes.

• Tierras, piedras y extraños, que proceden

fundamentalmente de frutos recogidos directamente del suelo y que son eliminadas mediante el empleo de lavadoras que inyectan una corriente de agua que las arrastra.

A continuación de la instalación de limpieza y lavado se ubican las básculas de pesaje. Una vez pesadas las aceitunas se retiran las muestras que irán al laboratorio para analizar el rendimiento graso, en función del cual serán retribuidas al agricultor, para pasar a la zona de atrojado o almacenamiento previo a la molturación, donde ya se encuentran exentas de cualquier elemento extraño. Esta zona está compuesta por una o varias tolvas conectadas entre sí, desde donde se trasiegan las aceitunas impulsadas por tornillos sinfín.

La preparación de la pasta para la extracción del aceite se realiza a través de dos operaciones: la molienda y el batido. Para la molienda se emplean molinos mecánicos de martillos, los cuales constan de una cruceta en cuyos extremos van unidas las cabezas de los martillos, todo ello envuelto por una camisa perforada o criba. La regulación del grado de molienda es esencial pues de ello depende el agotamiento de los orujos grasos, lo que se consigue según el diámetro de luz de malla de la criba.

Los molinos suelen estar ubicados en la zona de patio en la mayoría de las almazaras, justo a la salida de las tolvas de almacenamiento de

aceituna limpia; no obstante, también se suelen instalar encima de las batidoras, ya en el interior de la nave de almazara.

El batido tiene por objeto formar la fase oleosa continua que permita optimizar el grado de extracción del aceite.

Esto se realiza mediante el empleo de batidoras verticales u horizontales, en función del eje de las palas, y requiere de un aporte energético externo que mantenga la masa a una temperatura del orden de los 25-28ºC para disminuir la viscosidad del aceite, lo que se consigue mediante agua caliente que circula por una camisa que rodea el cuerpo de la batidora.

En algunas almazaras se añaden coadyuvantes tecnológicos para mejorar el estado de la pasta en el batido, fundamentalmente microtalco natural, que no altera ni las características organolépticas ni físico-químicas de los aceites.

Para ello se emplean dosificadores automatizados que inyectan el talco al comienzo del batido.

No es una práctica muy frecuente puesto que puede provocar un incremento del contenido graso en los orujos, por el aceite que absorbe

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el talco, además de un sobrecoste en el proceso.

La masa oleosa, una vez batida, pasa al sistema de separación de fases sólidas, mediante un proceso de centrifugación horizontal en unos equipos denominados decánteres, los cuales permiten que el proceso se realice de una manera continua, a diferencia de los sistemas tradicionales de prensa y capachos. Estos equipos se basan en la diferencia de densidad de las distintas fases, de forma que permiten, en función de las salidas de que dispongan, que se obtengan dos o tres fases.

En el caso de que el decánter disponga de tres salidas, se obtiene lo siguiente:

▪ Orujo bastante húmedo, ya que ha estado en

contacto con la fase acuosa o alpechín, pero agotado de grasa pues no ha entrado en contacto con la fase oleosa.

▪ Alpechín, con un contenido importante de

grasa y de sólidos por estar en contacto con ambas fases.

▪ Aceite sucio con alto porcentaje de alpechín

pero exento de sólidos.

Ahora bien, la mayoría de los sistemas que se utilizan en la actualidad permiten la separación de dos fases únicamente, obteniéndose:

▪ Orujo graso húmedo, también conocido

como alperujo.

▪ Aceite.

Este subproducto engloba las dos fases anteriores, es decir, el orujo y el alpechín, de ahí su nombre.

Debido a que la velocidad de giro de las centrífugas horizontales no es muy elevada, del orden de 3.000-4.000 r.p.m., la fase grasa

conviene someterla a nuevos procesos de centrifugación a mayores velocidades para extraerle las impurezas que aún pueda contener. Esto se realiza en las llamadas centrífugas verticales, las cuales adquieren velocidades de giro de aproximadamente 6.000-7.000 r.p.m.

A la salida de las centrífugas verticales se suelen instalar los llamados pozuelos de decantación, que permiten separar del aceite los restos de fase acuosa que aún pudiese arrastrar el aceite antes de su almacenamiento final. Es lo que se conoce como sistema de separación de fases líquidas.

Estos pozuelos, en su mayoría, consisten en depósitos de fondo cónico fabricados en poliéster y fibra de vidrio o en acero inoxidable. En algunos casos aún pueden existir construidos en hormigón y azulejo refractario.

El almacenaje se realiza en la bodega, mediante depósitos generalmente de acero inoxidable.

La temperatura debe mantenerse constante entre 15 y 20 ºC, para lo cual se suelen instalar sistemas de ventilación y calefacción, generalmente tipo fancoil. Este control de la

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temperatura es debido a la pérdida de aromas y oxidaciones que puede sufrir el aceite. Es posible que la zona de almacenamiento de aceite sea exterior, así como que los depósitos no sean de acero inoxidable, sino de otro material de tipo plástico, aunque no es lo más frecuente.

Otro componente importante de las almazaras lo constituyen los equipos de trasiego y almacenamiento de orujos para su traslado a las extractoras, los cuales suelen estar compuestos por bombas de pistón para impulsar la masa y tornillos sinfín para elevarla hasta la tolva de almacenamiento, ubicada en el exterior de la almazara, desde la cual serán cargados los camiones para su expedición.

En el sector olivarero, generalmente, los propietarios de los olivos pertenecen a una cooperativa que tiene la almazara donde se produce el aceite. A su vez, un grupo de almazaras llevan el orujo a una extractora cuyo residuo es el orujillo.

El proceso en la planta extractora sigue los siguientes pasos:

▪ Inicialmente se produce el secado de la biomasa, a

partir de los 150°C comienza la reacción de forma lenta y gradual hasta los 250°C.

▪ Por encima de los 275°C comienza un proceso

exotérmico en el que el combustible libera sus volátiles que arden como un combustible gaseoso hasta los 900°C.

▪ El sólido carbonoso que queda finalmente como

brasa arde lentamente.

▪ La calidad de un proceso de combustión se

determina por la relación CO/CO2 en los humos. Una buena combustión es cuando CO/CO2 < 0,07.

▪ Dicho proceso se realizara con exceso de aire ya

que para una combustión óptima es necesario

utilizar una cantidad de aire superior al teórico, normalmente se utiliza un exceso del 40%.

Desde allí se transporta mediante camiones de gran tonelaje al parque de combustible de la planta generadora, que supone una reserva para 10-15 días de funcionamiento. El orujillo seco se almacenará en una zona vecina a la planta de biomasa.

En primer lugar el orujillo es cribado mediante una criba para separar la parte más fina, que se transporta directamente al silo de alimentación de quemadores, de forma que no pasa por el equipo de molienda.

La parte no cribada va a los molinos de martillos, donde su tamaño se reduce a los valores solicitados. A la salida de los molinos se sitúa otra criba con objeto de recircular a los molinos las partículas de mayor tamaño.

Finalmente, el orujillo convergerá en el silo diario que será el que abastezca la caldera.

Proceso de Combustión

La planta de generación de electricidad se basa en el ciclo termodinámico clásico de Rankine, que asegura una elevada disponibilidad, con combustión en caldera, turbina de vapor, extracción al desaireador y condensación por aire.

El proceso del ciclo de Rankine es un ciclo de planta de fuerza que opera con vapor. Éste es producido en una caldera a alta presión para luego ser llevado a una turbina donde produce energía cinética, donde perderá presión.

Su camino continúa al seguir hacia un condensador donde lo que queda de vapor pasa a estado líquido para poder entrar a una bomba que le subirá la presión para nuevamente poder ingresarlo a la caldera.

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Existen algunas mejoras al ciclo, como por ejemplo agregar sobrecalentadores a la salida de la caldera que permitan obtener vapor sobrecalentado para que entre a la turbina y aumentar así el rendimiento del ciclo.

El orujillo, se quema en una caldera de biomasa, de forma que se produce vapor a alta presión y sobrecalentado, a unos 60-65 bar y 450 º C.

El vapor vivo producido se conduce a una turbina, donde expansiona hasta su condensación aproximadamente a 0,08 bar, y se produce energía eléctrica a través del alternador unido al eje de la turbina. El alternador generará electricidad y se conectará a la red de la Cía. a 45 kV, a través de un parque eléctrico paralelo al de la planta de biomasa.

El vapor se condensará en un condensador, el cuál se refrigerará mediante agua procedente de torres de refrigeración.

En este caso, la potencia de la turbina de vapor es de 3 MW, siendo la energía eléctrica anual exportada de unos 23.717,7 Mwh /año.

La instalación se completa con una serie de sistemas auxiliares como plantas de tratamiento de agua y efluentes, sistema de depuración de gases de caldera, sistema eléctrico y de control. La planta está prevista para funcionar en continuo y al 100 % de carga durante unas 8.322 horas/año.

Datos técnicos

La caldera es de tubos de agua y circulación natural, y consta de sobrecalentador, banco de evaporación y economizador. Además, existen unas pantallas de tubos de agua a la salida del hogar que enfrían los gases por debajo de la

temperatura de fusión de las cenizas para evitar la deposición de las mismas en los tubos.

El hogar dispone de un ventilador de tiro forzado, que impulsa el aire de combustión a la misma, y un ventilador de tiro inducido, que aspira los gases, a través del filtro de mangas hacia la chimenea. Se instalan también ventiladores de aire de transporte y ventilador de aire de turbulencia. Los ventiladores de aire de transporte suministran el aire necesario para transportar el orujillo molido a los quemadores y el ventilador de aire de turbulencia introduce aire a diversos niveles del hogar para proporcionar la turbulencia necesaria para conseguir una combustión completa y controlar las emisiones de NOx.

Los gases que salen de la caldera son depurados antes de su expulsión a la atmósfera. Para ello, existe un sistema de limpieza de gases que consiste en un ciclón apaga chispas y un filtro de mangas AAF. El ciclón evita que lleguen al filtro partículas incandescentes que podrían dañar las mangas del filtro. El filtro de mangas separa las partículas de polvo (cenizas volantes) de los gases. Estas partículas son extraídas y transportadas a un silo.

Los componentes principales del turbogrupo de vapor son:

• Turbina multietapa horizontal. La carcasa se

compone de dos bloques unidos horizontalmente. En la parte superior están las válvulas de control y cierre rápido, así como una brida para la conexión del vapor de extracción al desaireador.

• Generador de potencia.

• Reductor de velocidad. La transmisión entre la

turbina y el generador se realiza por medio de un reductor de velocidad.

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Gasificación en lecho móvil a contracorriente

En la Gasificación en lecho móvil a contracorriente, como puede observarse en la Figura 9, la biomasa se introduce por la parte superior del gasificador y el agente gasificante por la inferior de forma que su interior se establecen dos flujos en sentidos contrarios.

Gasificación de lecho móvil en corrientes paralelas

En cambio, en el Gasificador de lecho móvil en corrientes paralelas se produce un flujo descendente de ambos reactivos, Agente y

Biomasa (Véase Figura 10). En este caso la secuencia del proceso es inversa y obtenemos temperaturas mayores a las obtenidas en el caso de contracorriente.

Gasificación en lecho fluidizado

En el proceso de Gasificación de Lecho fluidizado se cuenta con la principal ventaja de poder aportar biomasa en distintos grados de trituración otorgando al proceso de acondicionamiento de una flexibilidad que puede reducir costes.

En los reactores de lecho fluidizado se introduce la biomasa por la parte superior y el agente gasificante por la parte inferior del gasificador de forma que se establece una mezcla semi-homogénea de ambos componentes, no se distinguen regiones concretas para cada fase y la temperatura es muy uniforme, lo que facilita su control.

Elección de la tecnología de gasificación

Dentro de la familia de tecnologías que engloba la gasificación se tomará aquella que aporte flexibilidad al sistema y minimice los costes sin incurrir en un descenso brusco del rendimiento y eficiencia de la isla de gasificación. Además, se ha de tener en cuenta los requisitos de cada una de las tecnologías en cuanto al combustible y su composición detallados en la Tabla 5 y, por tanto, se priorizará aquella tecnología que encaje más en el proceso global. Teniendo en cuenta que el combustible que se utilizará será biomasa peletizada y debido a la uniformidad y fácil control de su operación, se toma la gasificación en lecho fluidizado como la tecnología a implantar en la isla de gasificación de la central térmica.

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De ntro de la gasificación existen diferentes tecnologías que son más adecuadas según el sistema

en el que esté integrado el gasificador y la finalidad que se requiera de este sistema.

•Gasificación el lecho móvil a contracorriente.

•Gasificación en lecho móvil de corrientes paralelas.

•Gasificación en lecho fluidizado.

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Figura 9: Sección de Gasificador de Lecho Móvil en Contracorriente Figura 10: Sección de Gasificador en corrientes paralelas

Figura 11: Sección de Gasificador de lecho fluidizado

S in embargo en el caso español, el objetivo es utilizar residuos agroindustriales y

ganaderos, sin descartar en un futuro abrir el debate sobre el empleo de cultivos energéticos. Las ventajas que representa para el desarrollo sostenible son tanto medioambientales como económicas. Por una parte la eliminación de unos residuos potencialmente contaminantes de suelo y aguas, que además algunos de ellos generan emisiones de gases de efecto invernadero, como puede ser el metano. Por otra parte sustituyen a combustibles fósiles evitando así las emisiones de CO2.

En cuanto a las ventajas económicas, aparte de una menor dependencia exterior energética, generan unos ingresos adicionales además

de puestos de trabajo en el área rural. Todo lo anterior son evidencias indiscutibles de las ventajas que aportan las plantas de biogás al desarrollo sostenible.

En España los residuos agrícolas y ganaderos accesibles y disponibles, se elevan a casi 50 Millones de Toneladas por año año. Con estos residuos se podrían generar más de 5 Millones de MW/h anuales, lo que equivaldría a más de 1.300 plantas de biogás de 500 kW/h.

En la actualidad contamos con una potencia instalada inferior a 5 MW/h, repartidos en menos de 10 plantas, y una capacidad de generación entorno a los 20.000 MW/h al año.

Puesto en términos porcentuales ni tan siquiera hemos alcanzado un 1% de dicho potencial, por lo que queda todavía mucho por recorrer. Al potencial eléctrico mencionado, habría que añadirle además un potencial de generación de energía térmica casi equivalente al eléctrico, que las plantas de biogás también producen, y podría lógicamente ser utilizado como fuente de calor o de frío.

A pesar de todo esto, el biogás nunca ha sido considerado en toda su potencialidad como fuente generadora de energía renovable. En el PER 2005 - 2010 ya se consideraba al biogás como una solución medioambiental y un subproducto, y no una fuente generadora de energía renovable. Por tanto, una buena parte de la normativa que fue generándose posteriormente, está condicionada por esa consideración, no favoreciendo su implantación en la medida que le correspondería. Por ejemplo, no se le asignó un cupo propio, sino que está incluido dentro del genérico para biogás, que también incluye al de vertederos, por lo que dada las dimensiones de estos últimos se puede llegar a agotar el cupo sin que haya apenas plantas de biogás de digestor.

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E l biogás de digestor es sobradamente conocido fuera y dentro de nuestras fronteras. En nuestro país ha

alcanzado ya un alto grado de madurez en plantas de vertederos municipales y depuradoras de aguas, pero no ha sido así en el biogás por digestión anaerobia utilizando productos agroindustriales. En Alemania por ejemplo, tuvo un gran desarrollo empleando cultivos energéticos.

Además es una energía totalmente gestionable, es decir, puede almacenarse para ser consumida en los momentos de mayor demanda. No solamente puede aprovecharse para generación de energía eléctrica, sino que puede transportarse como gas, puede ser depurado y ser inyectado en la red de distribución como biometano, puede también ser utilizado como combustible para vehículos, entre otros usos. Por último destacar que su generación es continua, 24 horas diarias sin interrupción, todos los días del año.

Las tarifas actuales, a pesar de que cuando se anunciaron en 2007 supusieron un incremento importante respecto a las anteriores, no han sido suficientes para el despegue del sector. Solamente cuando las circunstancias son muy favorables, es decir, materia prima sin costes logísticos, pretratamiento o postratamiento no necesario, conexiones eléctricas a cortas distancias y sin requerimientos adicionales, etc., las plantas son económicamente viables.

Otros factores que inciden negativamente en el sector son las complejidades administrativas, ya que al depender de más de un organismo se demoran las autorizaciones pertinentes y se traduce en un incremento de costes. El Registro de Preasignación que se implantó el pasado año, ha supuesto un nuevo obstáculo para la simplificación de la tramitación de nuevas plantas de biogás.

Características del biogás

El biogás es un gas compuesto básicamente por metano (CH4) entre un 55% -70%, dióxido de carbono (CO2) y pequeñas proporciones de otros gases. Se produce por la fermentación de la materia orgánica en condiciones anaeróbicas (ausencia de oxigeno). Tiene características

similares al gas natural.

El biogás es un poco más liviano que el aire y posee una temperatura de inflamación de alrededor de los 700º C (Diesel 350º C, gasolina y propano cerca de los 500º C). La temperatura de la llama alcanza 870º C. El biogás está compuesto alrededor de 60% de metano (CH4) Y 40% de dióxido de carbono (CO2). El biogás contiene mínimas cantidades de otros gases, entre otros, 1% de ácido sulfhídrico (H2S).

Cuanto más largo es el tiempo de retención, más alto es el contenido de metano, y con esto el poder calorífico. Con tiempos de retención cortos el contenido de metano puede disminuir hasta en un 50%. Con un contenido de metano mucho menor del 50%, el biogás deja de ser inflamable.

El primer gas de una planta recién cargada contiene muy poco metano, por esa razón el gas producido en los primeros 3 a 5 días se debe dejar escapar sin utilizarlo.

El contenido de metano depende de la temperatura de fermentación. Con bajas temperaturas de fermentación se obtiene un alto porcentaje de gas metano, pero las cantidades de gas son menores.

El porcentaje de metano depende del material de fermentación, alcanzando los siguientes valores aproximadamente:

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Estiércol de gallina 60%

Estiércol de cerdo 67%

Estiércol de establo 55%

Pasto 70%

Desperdicios de cocina 50%

Plantas de biogás

Una planta de biogás es una instalación donde se produce de forma acelerada el ciclo natural de descomposición. Se reciben materias orgánicas, deyecciones orgánicas un 70% y subproductos agrícolas y/o residuos industriales un 30%, que se mezclan y son conducidos hacia los digestores. Dentro de estos grandes recipientes cerrados, sin aire del exterior y con condiciones óptimas de temperatura, es donde las bacterias actúan. Se produce una digestión anaeróbica controlada o descomposición de la materia orgánica. De aquí se obtiene biogás y un subproducto que es un buen biofertilizante para aplicar en los campos. El biogás se utiliza como único combustible en unos equipos de cogeneración que transforman el biogás en energía eléctrica y térmica de origen renovable.

Las plantas para la producción de biogás se pueden clasificar en:

Discontinuas o de Batch, estas son cargadas una vez y vaciadas por completo después de un tiempo de retención; el abastecimiento continuo de gas con estas plantas se logra con depósitos de gas o con varios digestores funcionando a la vez.

Continuas, estas se cargan y descargan en forma periódica, por lo general diariamente, el material de fermentación debe ser fluido y uniforme.

Las plantas continuas son apropiadas para viviendas rurales donde el mantenimiento necesario se integra en el día a día y la producción de gas es mayor y uniforme. Tienen la ventaja de adaptarse al uso industrial, por ejemplo en criaderos donde se deben tratar grandes cantidades de estiércol y en donde no

importa tanto la producción de gas como el tratamiento de la patogenidad de estos desechos. También son propicias para la automatización.

Entre las instalaciones más sencillas podemos encontrar las de cúpulas fijas y las de campana flotante. Estas últimas tienen la ventaja de soportar fluctuaciones en el consumo de gas manteniendo la presión constante.

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La campana flotante permite tener una presión constante de gas.

El diseño y la construcción de la planta, así como los materiales a utilizar, deberán ser cuidadosamente elegidos en función de la producción deseada, las características del suelo, el tipo de carga y la inversión que se desea hacer.

Se debe tener en cuenta también las características climáticas del lugar, pues como ya por los menos 30º C para tener una producción aceptable.

Con respecto a este tema, en zonas frías de Europa, la producción de biogás disminuye requiriendo esta, más o menos un 30% de la producción de biogás. Hasta ahora no se ha desarrollado un método totalmente eficiente de calefacción en lo que se refiere a instalaciones sencillas.

El proceso de digestión en sí, no es exotérmico, por lo que se debe aportar calor para mantener su temperatura. La temperatura a que se lleva a cabo la digestión hace variar los tiempos de retención del cieno.

Dimensionamiento de las plantas de biogás

Para poder calcular el tamaño de una planta de biogás, se utilizan determinados valores característicos. Para una planta de biogás sencilla son los siguientes:

• La cantidad diaria de cieno de fermentación (Cf).

• El tiempo de retención (fermentación) técnico (TR).

• La producción específica de gas al día (Gd) en

dependencia del tiempo de retención y del material de fermentación.

• La masa seca (MS, SS, DM). El porcentaje de agua

varía en cada material de fermentación natural. Por esta razón, en trabajos de investigación más exactos se opera con la parte sólida o materia seca del material de fermentación.

• La masa orgánica seca (MOS, SOS, ODM). Para el

proceso de fermentación son importantes solo componentes orgánicos o volátiles del material de fermentación. Por eso, se trabaja solamente con la parte orgánica de la masa seca.

• La carga del digestor. La carga del digestor indica con cuanto material orgánico es alimentado diariamente o cuanto material debe ser fragmentado al día. La carga del digestor indica con cuanto material orgánico es alimentado diariamente o cuanto material debe ser fragmentado al día. La carga del digestor se calcula en Kg. de masa orgánica por metro cúbico del digestor por día (kg MOS/m3/d). Largos tiempos de retención producen una menor carga del digestor. Para las plantas de biogás sencillas, cargas de 1,5 kg/m3/d ya son bastante altas. Plantas grandes de control de temperatura y agitación mecánica se pueden cargar con unos 5 kg/m3/d. Si la carga del digestor es demasiado alta, baja el valor de ph. La planta se queda obstruida en la fase ácida, porque hay más material de fermentación que bacterias de metano.

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Introducción

El origen de la explotación de la Biomasa para la generación de energía eléctrica, proviene principalmente de la necesidad de algunos procesos industriales de deshacerse de residuos biológicos. Un ejemplo claro de esto lo tenemos en el orujillo de oliva, residuo originado tras proceso de extracción realizado a las aceitunas, que resulta ser un combustible excelente. En este caso se obtiene un doble beneficio, ya que no solo se ahorra el coste de desprenderse de los residuos sino que se obtienen beneficios por medio de la venta de energía eléctrica producida.

En el apartado medioambiental conseguimos eliminar un residuo nocivo al tiempo que sustituimos el empleo de otros carburantes,

principalmente petróleo y gas. La Biomasa resulta además un recurso inagotable y su combustión se considera menos nociva que la de sus competidores. Pero incluso en el plano económico hoy en día debido al encarecimiento de los hidrocarburos resulta cada vez más conveniente su uso.

Lo que viene a confirmar a la Biomasa como una de las fuentes más interesantes de energía. Tanto es así que cada vez está más extendido el uso de explotaciones agrícolas para la producción de esta.

En paralelo a este aumento del uso de este recurso, se desarrolla una evolución en el diseño, la construcción y la explotación de las plantas de Biomasa. Es un proceso natural que se da en la industria debido a la experiencia que se va acumulando y la a ambición de sacar el máximo beneficio de cada inversión.

Se trata entonces de optimizar el diseño, posteriormente la construcción y finalmente la explotación. La correcta realización de estos tres procesos es indispensable. Un fallo en el diseño que puede ir desde la mala realización del estudio de viabilidad de la planta, hasta el cálculo erróneo del diámetro de una tubería. Un fallo de este tipo podría ocasionar una planta ruinosa sin importar la calidad de la construcción y explotación. Lo mismo sucede si se realiza una mala construcción o explotación.

Esto nos lleva a la búsqueda de las mejores herramientas con el fin de poder realizar el mejor estudio, realización y explotación de las centrales de Biomasa. En esta búsqueda de las mejores herramientas las nuevas tecnologías nos proporcionan la posibilidad de realizar simuladores. Puede resultar una herramienta muy útil en el estudio de funcionamiento de las plantas para poder mejorar el diseño o la

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construcción de estas. Pero también puede utilizarse como ya se hace con los simuladores de vuelo y entrenar a los futuros operadores de planta para mejorar la explotación.

Conceptos básicos de las plantas de Biomasa

Este apartado explica los conceptos básicos para aquellos menos familiarizados con este tipo de explotaciones.

Podemos clasificar la Biomasa en: Biomasa Natural (se produce en la naturaleza sin intervención humana), Biomasa Residual (de los residuos de la actividad humana principalmente en agricultura e industria) y los Cultivos de Biomasa. Algunos ejemplos de esto son: el serrín de las serrerías, residuos forestales (hojas ramas…), orujillo de oliva, chopos o cardos de cultivo. Esta Biomasa se

quema en una caldera que evapora el agua para a continuación sobrecalentar el vapor.

Este vapor se proyecta contra los álabes de la turbina haciéndola girar a 9000 rpm. La turbina está conectada a un extremo de una reductora de cuyo otro extremo cuelga el generador que transformará la energía de rotación en energía eléctrica. Tras salir de la turbina el vapor se encuentra cercano al punto de saturación por lo que comienzan a formarse las primeras gotas de agua. El vapor es conducido al condensador donde el agua enfriada en la torre de refrigeración es utilizada para condensarlo.

Una vez condensado el vapor, el agua resultante se eleva a una presión que suele ser de unos 50 bares, esta agua pasa por distintos precalentadores. Los precalentadores no son otra cosa que extracciones que se toman de la turbina para calentar el agua, resultando así un

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incremento del rendimiento en la turbina. Tras lo cual se introduce el agua en la caldera, de este modo se cierra el ciclo. Hay muchas maneras de introducir la Biomasa en la caldera y sacar las cenizas, dependiendo del el tipo de Biomasa que se trate y la solución técnica que adopte la ingeniería del proyecto. Una manera bastante habitual es mediante una cinta transportadora en forma de parrilla.

En la imagen anterior podemos observar todo lo descrito hasta ahora. Se observa que un sinfín traslada la Biomasa hasta la entrada de la caldera donde se deposita sobre una parrilla, las cenizas se extraen del otro extremo. Las líneas naranjas nos muestran el camino que sigue el aire calentándose antes de ser utilizado en la combustión. Este aire es conducido hacia los filtros que se encuentran en la derecha de la imagen. Tras filtrar el aire para desprenderlo de gases nocivos para la atmosfera se libera a gran altura por medio de la chimenea.

En la parte superior de la caldera se observa como entra el agua (tubería azul) en el punto 3 y se calienta y más tarde se evapora entre los puntos 4 y 5. En el punto 5 tenemos vapor (tubería roja) que se sobrecalienta hasta el punto 6 que corresponde con la entrada de la turbina. Sobre esta se encuentra el Bypass por donde no circulará vapor durante el funcionamiento normal de esta.

Los puntos 7, 8 y 9 corresponden con el vapor extraído para el precalentamiento del agua proveniente del condensador. Dos circuitos distintos atraviesan el condensador. Por un lado tenemos el agua fría proveniente de la torre que entra por el punto 12 a la izquierda y sale tras atravesar las tuberías del condensador, más caliente por la izquierda. Mientras que el vapor que viene de la turbina se encuentra con estos donde circula agua fría

en su interior y se condensa goteando sobre el agua posada en el fondo del condensador.

Existen por tanto tres transformaciones de energía en el proceso. Primero la energía proveniente de la combustión de la Biomasa se traslada al vapor en forma de calor y aumento de la velocidad debido al cambio de volumen. Tras lo cual el vapor transmite su energía a la turbina convirtiéndose en energía mecánica de rotación en el eje de esta. Por último, el generador transformará la potencia del eje en potencia eléctrica en sus bornes. Para la energía disipada en el condensador no tenemos, no existe ningún medio de recuperación por lo que la consideramos una pérdida.

Simulación de Centrales de Biomasa

Al escuchar la palabra simulador se nos viene a menudo a la mente la idea del simulador de aviones, utilizado para instruir a futuros pilotos o incrementar las habilidades de los actuales.

Como la propia palabra sugiere, un simulador trata de simular de una manera fiel, el comportamiento de algún elemento o sistema real. En este aspecto una de las ventajas de contar con un simulador es que ante un fallo que resultaría catastrófico en la realidad, aquí se convierte en la imagen de una explosión o las letras GAME OVER.

Otra ventaja reside en que es posible simular situaciones o cambios entre estas que no son

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reales, como acelerar el tiempo, etc. El hecho de generar situaciones o transiciones no reales nos puede ayudar a comprender mejor el comportamiento del sistema. Tómese como ejemplo la teoría de la evolución, sería fácilmente explicable en unos pocos minutos con un simulador, que según avanza el tiempo va visualizando la evolución de millones de años mediante los cambios desde la bacteria hasta el humano pasando por los homínidos etc. Cambios que no son reales ni en tiempo ni en forma ya que no se muestra el nacimiento y muerte de cada individuo. Sin embargo el concepto es rápidamente absorbido hasta por los niños de corta edad.

Las aplicaciones que proporciona un simulador se pueden dividir en dos campos; por un lado nos proporciona una herramienta perfecta para la enseñanza, por otro nos permite la explotación y diseño de una planta para estimar los parámetros correctos, modo de operación óptimo, etc. Consideremos que se conoce el historial de los residuos generados por un proceso industrial determinados (cantidades diarias, composición química, humedad...).

Podríamos simular distintas plantas, con el fin de encontrar la configuración más adecuada y estudiar la viabilidad de esta. Procediendo del mismo modo podemos tomar otra serie de decisiones estratégicas. También podemos saber en una explotación en funcionamiento si estamos dentro de los niveles normales de operación.

Para este último caso el simulador debe ser personalizado para la planta. En nuestro caso se han realizado pruebas con un simulador para centrales de Biomasa y la experiencia ha resultado exitosa. En un solo día se modificó la cantidad de extracciones de la turbina junto

con otros parámetros, ajustados de forma experimental y se consiguió una simulación del funcionamiento de la planta con un error inferior al 1%.

En lo que a la enseñanza se refiere está claro que en el siglo XXI podemos contar con una serie de ventajas proporcionadas por el desarrollo de las nuevas tecnologías. En este aspecto un simulador supone para un alumno la manera más fácil, visual, incluso entretenida de familiarizarse con los nuevos conceptos. Lo que supone que el estudiante podrá alcanzar unos conocimientos más profundos más rápidamente y con un menor esfuerzo y desgaste. Algunos conceptos como la entalpía, los rendimientos isentrópicos, etc. que se suponen exclusivos de carreras universitarias pueden ser fácilmente explicados mediante un simulador orientado a mostrar el comportamiento de la planta de una manera gráfica e intuitiva.

Esto se debe a que el simulador es capaz de representar los distintos estadios en estado estacionario, alternar entre ellos de una manera real o instantáneamente permitiendo la mejor y más rápida visualización de la variación de los mismos. De este modo podríamos comprender el ciclo Rankine en un diagrama T-S sin más que observar los cambios en este, del mismo modo que un niño lo hace con la teoría de la evolución.

De hecho esta es una de las novedades que presentan los Simuladores que hemos realizado, tanto el Termosolar como el de Biomasa incluyen un diagrama T-S dinámico. La utilidad de este diagrama va más allá de la enseñanza ya que permite observar sí se dan situaciones de humedad excesiva en las últimas etapas de la turbina, sin más que comprobar que los puntos no alcanzan la zona Wilson.

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También para un operador de planta con experiencia resulta atractivo el poder ampliar sus conocimientos con un simulador, ya que con este tiene la oportunidad de “jugar” con el simulador de un modo que con la planta le sería imposible sin causar daños irreversibles o sin perder producción. Con lo que adquirirá una mayor comprensión de los procesos y de las relaciones causa-efecto.

En el caso de un operador nuevo implica la rápida adaptación a cualquier planta de Biomasa y el desarrollo de sus habilidades más allá de lo que lo haría sin este. Ya que conocerá la naturaleza de los procesos de una manera que le permitirá comprender e identificar los sucesos, lo que le provocara su rápida y mejor adaptación a su nuevo puesto de trabajo.

Con ayuda de un instructor debidamente cualificado que simule distintas anomalías en la planta es posible hacer ver a los alumnos el tipo de fallos que suceden y lo que es más

importante las causas y las posibles prevenciones y soluciones.

Por supuesto es fundamental la labor de un instructor con los conocimientos adecuados para poder sacarle el máximo rendimiento al simulador. También sería de agradecer que tuviese habilidad para poder amenizar el proceso de aprendizaje y aprovechar la posibilidad que esta herramienta brinda para realizar una enseñanza más dinámica y entretenida con la que conseguir una mayor atención, concentración y motivación.

Como se ha comentado anteriormente el simulador proporciona al alumno una herramienta con la que interactúa de modo que el aprendizaje resulta además entretenido. Este es un punto muy importante porque les brinda tanto al profesor como al alumno un modo de aumentar la concentración y la motivación. Clases teóricas que rápidamente suelen quedar en el olvido pueden intercalarse

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con sesiones del simulador para reforzar el aprendizaje y aumentar la comprensión.

Esto nos lleva al eje de la discusión que se viene dando en los últimos años en la enseñanza. Esta discusión se centra en el debate entre la memorización y la comprensión en el aprendizaje. Mientras la enseñanza tradicional se declina más por el aprendizaje a base de memorizar los contenidos, (tómese como ejemplo la memorización de las tablas de multiplicar) las últimas tendencias en la enseñanza prefieren potenciar el lado de la comprensión en el aprendizaje. Recientes estudios en la materia han demostrado con creces las ventajas de la comprensión frente al uso excesivo de la memorización forzada.

Una buena comprensión de la materia ayuda a la mejor memorización, provoca una mayor

efectividad en el recuerdo a largo plazo y un refresco de la memoria más rápido. Como resulta evidente, es más sencillo avanzar en la materia que se trate hacia cosas más complejas si el entendimiento es bueno. También se ha demostrado que la motivación de los alumnos instruidos mediante este método es mayor. Nuevamente nos podemos dar cuenta que la acción del instructor en este punto es vital, ya que de su habilidad para saber valerse esta herramienta y conocimiento en la materia dependen, que los ejemplos que realice resulten de apoyo y sirvan para comprender mejor la materia impartida en la teoría.

Las ventajas de la compresión frente a la memorización entre otras son; el hecho de resultar un operario con mayor motivación, facilidad y ganas de aprender, más interés en la central porque despierta su curiosidad al entender los procesos. Se trata de enseñar al

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operador a controlar las máquinas y equipos en beneficio del proceso y mantenimiento tanto preventivo como predictivo, no de robotizar al operador.

Esto quiere decir que el operador no ve la planta como una caja negra en la que debe realizar una serie de acciones mecánicas, por el contrario comprende los procesos y está preparado para eventuales sucesos que pueden ocasionarse, que distorsionen la operación rutinaria. Son muchas las ventajas de tener un operador cualificado, probablemente sea el factor más influyente en la explotación de una central y uno de los mayores costes durante la explotación por lo que merece la pena tener un buen operador.

Así mismo, probablemente sea una de las personas más indicadas para proponer mejoras en la explotación o modificaciones en la planta. Del mismo modo, cuando personal más

cualificado como Ingenieros deben estudiar la planta o realizar modificaciones, es el operador el primero con el que se comunica y el nivel de este repercutirá indiscutiblemente en facilitarle el trabajo.

Otra de las ventajas del simulador son las pantallas. No se trata de las frías pantallas de un sistema de control, se debe a que pretenden hacer comprender la naturaleza del proceso y los sistemas a los operadores. De manera que los distintos componentes dejen de ser objetos misteriosos. Un ejemplo claro de esto es la Pantalla Principal que es la imagen utilizada en la explicación del apartado de conceptos básicos. Obviamente este diseño es aún más ventajoso para futuros operadores que no hayan tenido la oportunidad de ver algunos de estos elementos íntegramente, pero también es de utilidad para los viejos.

Se incluyen también las Entalpías en todos los

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puntos que junto con la Presión, Temperatura y Caudal que le dan forma de balance de energía al simulador.

Otra de las novedades que el simulador de Biomasa es la capacidad de mezclar en porcentajes estipulados por el operador cualquier tipo de combustible. Cabe destacar entre otras el sistema de puesta en marcha incluido en estos simuladores que además de proporcionar una idea muy acertada de cómo se debe realizar un arranque en una planta de este tipo, logra que el operador intuya las inercias que se dan en estas plantas.

Los parámetros principales a tener en cuenta se muestran en la cabecera de todas las pantallas como los diversos rendimientos y potencias que no se encuentran en ninguna planta en funcionamiento. Estos datos también pretenden incrementar la compresión termodinámica y energética del proceso.

Podemos decir que estas son algunas de las novedades más destacables de los simuladores realizados por Renovetec que junto con otras constituyen un producto bastante innovador.

Como conclusión podemos decir que un simulador es la mejor herramienta de aprendizaje que combinada con los métodos tradicionales de enseñanza optimizará el proceso de aprendizaje de los operarios. Esta es precisamente una de las principales razones que ha llevado a Renovetec a realizar estos simuladores para poder estar en cabeza en lo que a preparación de operadores se refiere.

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Iosu Villanueva Juaniz. Ingeniero Técnico en electrónica Industrial (Universidad de Salamanca) Ingeniero Industrial (E.T.S. Ingeniería de Bilbao)

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Planta-piloto para la valorización de biomasa

forestal de Castilla y León

En 2007 se instaló en

Valladolid una pequeña

planta de fabricación de

pellets para aprovechar las piñas que

quedaban tras la obtención de

piñones utilizados para la

repoblación forestal en Castilla y

León.

Además de piñas, la Consejería de

Fomento y Medio Ambiente de la

Junta, que gestiona los montes

catalogados de Utilidad Pública en la

región, se encontraba con una gran

cantidad de restos de biomasa

forestal procedentes principalmente

de la selvicultura.

Y lo que antes eran residuos, hoy se

ha convertido en una fuente de

energía renovable. En la planta

piloto de valorización de biomasa

forestal de Valladolid se ocupan de

dicha tarea: dar valor a algo que no

lo tenía anteriormente.

Aquí, en dos parcelas del vivero forestal central de la Junta de Castilla y León y en medio de cientos de miles de plantas y árboles, se procesan astillas de diferentes características con las que se elaboran briquetas y pellets.

El destino de los pellets es la calefacción de edificios públicos, principalmente centros de enseñanza y oficinas de ayuntamientos.

Para hacer posible esta planta piloto hubo que convencer a los administradores de estos centros de la utilidad de sustituir viejas calderas de gasoil por calderas de biomasa.

Además de asegurarse una demanda, también hicieron falta 5.212.704 euros de inversión, de los cuales el Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino aportó el 38 % y la Junta de Castilla y León el 62 % restante.

El proceso de elaboración de pellets en la planta de valoración de biomasa forestal comienza por la clasificación y retriturado del material que llega directamente del monte en grandes contenedores en la llamada campa de astillas. Lo que de lejos parecen dunas, consiste en realidad en montones de biomasa clasificados por la especie de árbol de la cual proceden: chopo, castaño, roble, pino… Además de por las especies, se clasifican por lugar de origen y tamaño.

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A la vez, en la campa, la clasificadora de estrellas divide la biomasa en tres montones según su tamaño: menor de 15 milímetros, entre 15 y 80 mm y mayor de 80 mm. El 60 % de la biomasa que tratan en esta planta es lo que finalmente acaba convirtiéndose en pellets o briquetas. El montón que tiene los residuos más finos, menor de 15 mm (en su mayor parte arena o restos de hojas), se destinará a sustrato para el cultivo de plantas. El objetivo aquí es aprovechar todo, dar valor a lo que antes era un residuo.

Esta planta de valorización de la biomasa forestal tiene una capacidad de producción de 25.000 toneladas por año de astilla, 12.000 t/año de pellets y 3.000 t/año de briquetas.

Para alcanzar dicha producción, la cantidad total de biomasa que se requiere es de 55.000 t, medida en peso húmedo. Las cifras son muy variables puesto que según la estación del año, la especie y el tiempo trascurrido desde la realización del tratamiento selvícola hasta el astillado, la biomasa contiene una humedad muy dispar. Esta variabilidad es aún mayor en esta planta, cuya materia prima tiene orígenes y características diferentes.

Trituración y Secado

El proceso continua pero el escenario cambia: la biomasa forestal pasa de las montañas de astillas a cielo abierto a una gran nave en la que el protagonista es un tubo gigante: el trommel o tambor de secado.

La biomasa clasificada es transportada a la retrituradora, que convierte las astillas a una dimensión máxima de 25 mm. El objetivo en este punto es conseguir un tamaño homogéneo para optimizar su posterior secado. El trommel, un gran tubo de 14 metros de longitud y 2,5 m de diámetro, tiene una capacidad de secado de entre tres y cuatro toneladas de biomasa por hora. El calor proviene a su vez de un quemador de biomasa contiguo, que requiere entre 100 y 300 kilos por hora para secar dicha cantidad.

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La gran diversidad de material que se trabaja en esta planta tiene ventajas e inconvenientes. Por un lado, convierte a la planta piloto en un “laboratorio” en el que se obtienen continuamente datos nuevos referidos al tipo de material procesado, árbol completo, presencia de hojas o acículas, la humedad que contiene la biomasa según la época del año o la especie, el grado de refino necesario para optimizar la producción, etc.

La pelletizadora

Una vez triturada y seca, la astilla tiene dos destinos: una parte se traslada a la briquetadora (donde se prensa y se obtienen las briquetas) y la otra pasa por un proceso de refinado previo a la elaboración de los pellets. Dos rodillos convierten ese material refinado en pellets al presionarlo contra la matriz, alcanzando por esa fricción temperaturas de aproximadamente 130 grados en uno y 149 en el otro, según marcan las pantallas de control de la pelletizadora.

Solo un paso más de enfriamiento y tamizado y ya están listos para la distribución. Lo que fueron dunas de biomasa y montañas de piñas ahora son sacos de pellets. Antes tenían como destino la quema sin otro fin que el de deshacerse de unos residuos. Ahora se quemarán igualmente pero tendrá el valor de dar calefacción a un edificio público.

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INTRODUCCIÓN A

LAS CENTRALES TERMOSOLARES

QUÉ ES SAM

■ Historia

■ Objetivos del programa

■ Tecnologías que pueden analizarse

PRIMEROS PASOS

■ La descarga

■ La instalación

■ Iniciando SAM

■ Definición de la tecnología

■ Definición del sistema tarifario

PARÁMETROS FINANCIEROS BÁSICO

■ Qué es el IRR

■ Qué es el LCOE

■ Qué es el PPA

■ NDR y RDR

■ Qué es el Cash Flow

CONFIGURACIÓN DE LAS MODALIDADES

DE VENTA DE ENERGÍA

INTRODUCCIÓN DE

DATOS CLIMATOLÓGICOS

■ Introducción de

datos preconfigurados

■ Introducción del año solar tipo

■ Introducción de datos pasados

INTRODUCCIÓN DE

PARÁMETROS TÉCNICOS

■ Librerías precargadas

■ El campo solar

■ El sistema HTF

■ Los módulos de captación

■ El bloque de potencia

■ Consumos auxiliares

■ Almacenamiento térmico

■ Costes por subsistema

INTRODUCCIÓN DE

DATOS DE EXPLOTACIÓN

■ Degradación

■ Disponibilidad

■ Operación y mantenimiento

INTRODUCCIÓN DE DATOS FINANCIEROS

■ Periodo de análisis

■ Inflación

■ Tipo de interés y T.A.E.

■ Valor residual

■ Impuestos

■ Datos de financiación

■ Amortización

■ Incentivos económicos

SIMULACIÓN DE LA ENERGÍA GENERADA

RESULTADOS

■ Cashflow

■ Desglose de costes por W

■ LCOE

■ PPA

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

LA UTILIDAD DE SAM

■ Estudios de viabilidad

■ Análisis de los resultados

de una planta Introducción de datos

Obtención de producción teórica

Comparativa con producción real

Análisis de desviaciones

LAS CARENCIAS DE SAM

PRÁCTICAS

■ Análisis de un ejemplo

preconfigurado

■ Análisis de una planta en Sevilla

■ Análisis de producción obtenida y

comparación con caso base

Índice del curso

ACOGEN considera que el esquema fiscal energético del gobierno -que se añade a medidas como el RDL1/2012- hunde la cogeneración y con ella a centenares de industrias manufactureras asociadas.

La Industria es la mejor y única baza de España para crear empleo por su papel insustituible en la recuperación económica. Para la Industria, la cogeneración de alta eficiencia es la gran herramienta de mejora de costes, porque desarrollo industrial y cogeneración van de la

mano. Pues bien, la nueva fiscalidad energética del gobierno hundirá la cogeneración y, como consecuencia, mermará la competitividad de sus industrias manufactureras asociadas, con graves consecuencias para su actividad.

Para España, la salida de la crisis pasa por potenciar la Industria para que recupere el peso perdido en su contribución al PIB. Es evidente que debe abordarse una solución al déficit eléctrico pero la cogeneración no ha vivido ninguna burbuja, no crece desde 2002, y aporta superávit al sistema eléctrico y al país.

Las medidas del nuevo esquema fiscal energético suponen un impacto directo en la cogeneración de hasta 15 €/MWh al unir a la

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Cogeneración

D evastador efecto sobre la cogeneración y, en consecuencia, sobre la actividad papelera,

cerámica, química, azulejera, alimentaria…

L a Industria es la clave para relanzar la economía.

C on esta decisión el gobierno ahoga la única posibilidad de reindustrialización que le queda

al país.

• La aplicación del impuesto eléctrico del 6% a la cogeneración y del céntimo verde que encarecerá el gas industrial un 7%, aboca a la cogeneración al cierre y hiere profundamente a su Industria asociada.

• Si el gobierno rompe su apuesta por la cogeneración, propiciará que el gap de competitividad con Europa se dispare y que una parte del tejido industrial se pierda para siempre.

• Es incomprensible que, en marzo pasado, el Parlamento encargara al ejecutivo “un plan de competitividad industrial con atención a la cogeneración" y que cinco meses después estas medidas del ejecutivo sean contrarias a los objetivos de tal encargo parlamentario.

• Hay alternativas para que la cogeneración pueda seguir contribuyendo a la competitividad de nuestra industria de forma que ésta sea el gran motor para salir de la crisis. El trámite parlamentario supone una oportunidad para encauzar las medidas y que la cogeneración sirva a los objetivos de competitividad de la industria.

• La cogeneración es la herramienta de competitividad energética de más de 900 industrias en sectores que suponen el 40% del PIB industrial (ex-construcción) y 1,4 millones de puestos de trabajo. Para químicas, papeleras, alimentarias, farmacéuticas, azulejeras, ladrillos y tejas, automóvil, petroquímicas, textil, minería… grandes consumidoras de energía, la cogeneración es competitividad y una barrera a la deslocalización.

repercusión del impuesto eléctrico del 6% el del céntimo verde al gas natural, que lo encarecerá un 7%. El impuesto eléctrico deja a la cogeneración a las puertas del cierre, acumulado al céntimo verde al gas natural, le echan el cierre.

Y además, los cogeneradores tendrán que ingresar adicionalmente al Estado desde el 1 de enero de 2013 hasta 200 millones de euros/año por compra de CO2 sin que se reconozca su coste adicional al sector. A ello se añade el injustificado recorte que sufre el sector desde enero al eliminar la posibilidad de modificación sustancial, y la paralización de proyectos en curso no pre-asignados –un error regulatorio sin enmendar -, lo que conforma un paisaje funerario para la cogeneración y para su Industria.

Es la Industria la que pierde

La situación a la que van abocadas las plantas de cogeneración provoca que sus industrias asociadas -empresas grandes, pequeñas y medianas vinculadas a productos industriales de múltiples sectores manufactureros-, se vean dramáticamente afectadas. En el contexto de incertidumbre económica y de debilidad de la actividad, estas medidas del ejecutivo agravarían la ya pésima situación del tejido productivo español.

El trámite parlamentario debe reconducir las medidas de la reforma

El Congreso de los Diputados, aprobó por unanimidad en marzo pasado una Proposición No de Ley de impulso a la competitividad industrial y la cogeneración. ACOGEN confiaba en que la reducción del déficit no mermaría la competitividad de la cogeneración que da un servicio vital a la industria y que conlleva

ventajas significativas (energía distribuida, eficiencia, medioambiente, etc.) que compensan muy sobradamente el coste regulado que se produciría con un pool que reconociese los costes.

En un momento tan grave como el actual, debe impulsarse con más fuerza que nunca la cogeneración, puesto que va directamente vinculada al ahorro energético y a la competitividad de las empresas. Europa sigue apostando por la cogeneración y los principales países industriales continúan incrementando su utilización, por lo que si nuestro gap de competitividad industrial sigue creciendo, las empresas españolas competirán en grave desventaja con las del resto de Europa. El gobierno debe apostar por la cogeneración y dar un firme paso a la reindustrialización, con los consiguientes beneficios que conllevaría para la economía nacional y la generación de empleo.

La reforma deberá superar los trámites parlamentarios y ACOGEN confía en la labor del Parlamento para realizar las adecuadas enmiendas al nuevo esquema de modo que no tumben la cogeneración. Mucho más cuando, en marzo pasado, el propio Parlamento encargó al ejecutivo un plan de competitividad industrial con especial atención a la cogeneración. La reforma presentada ahora por el gobierno es contraria a los objetivos de dicho encargo parlamentario.

ACOGEN, desde el convencimiento de la necesidad de una reforma energética, considera que existen alternativas para que la cogeneración siga funcionando y dando servicio a la industria nacional para que ésta actúe como pilar de la recuperación económica creciendo y ganando en competitividad y en generación de empleo y riqueza.

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Cogeneración

T odos los sectores alertan de los efectos de la anunciada reforma energética, pero si

hay una clara actividad perjudicada es la gran industria, ya que se le penaliza a través de lo que producen y de lo que compran. Por ello, el presidente de la Generalitat valenciana, Alberto Fabra, ha manifestado su intención de negociar con el Ministerio de Industria una nueva rebaja del céntimo verde al consumo de gas que se aplicará, entre otros, a la industria cerámica.

El Gobierno regional ya consiguió una rebaja de un 30% por ciento respecto a las previsiones iniciales en esta tasa. El presidente de la Generalitat destacó que «se va a seguir defendiendo al sector cerámico y trasladando la inquietud compartida de que sólo siendo competitivos se puede apostar por este sector».

Fabra se mostró consciente de la «importancia» que tiene apostar por los sectores productivos, «por aquellos que están creciendo como base para nuestro crecimiento económico y para la creación de empleo» como

es el caso del sector cerámico.

El presidente de la Generalitat recalcó que es un sector que ha crecido “mucho” en los primeros meses del año y que está superando lo que fue una “crisis profunda como todo lo vinculado con el sector inmobiliario”.

Por su parte, la Asociación Española de Cogeneración (Acogen) espera que el debate parlamentario que se abre tras el anuncio de la reforma en el Anteproyecto de Ley sirva para modificar varios aspectos porque demuestra que existe un gran desconocimiento del sector. Y es que la cogeneración cuenta actualmente con una rentabilidad de un 7%, pero si se aplica una tasa del 6% a la producción y además tienen que costear el céntimo verde aplicado al gas natural su rentabilidad se quebrará en negativa.

De ahí que esta asociación tema que si sale la reforma en los términos actuales no quede más remedio que el cierre para muchas industrias, que habían utilizado la cogeneración para poder sostener los costes eléctricos, no para convertirse en generadores. La asociación cree que tiene que haber un régimen para la cogeneración porque es una actividad industrial, aunque se le haya metido en el saco del régimen especial.

El problema que se presenta a la cogeneración es que no tiene posibilidad de repercutir la nueva tasa, como previsiblemente hará el sector eléctrico. A eso hay que sumar que la industria debe afrontar un impuesto eléctrico del 6% y se le encarecerá el gas un 7% por la imposición del céntimo verde.

Además, Acogen lleva pidiendo un encuentro con el secretario de Estado de Energía, Fernando Martí, desde el pasado mes de enero y no se vieron con él hasta casi nueve meses

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Cogeneración

La cogeneración advierte del cierre de plantas si prospera una tasa del 6%.

después, cuando se trata del 20% de la demanda del país. Desde todos los sectores sorprende la forma en la que finalmente se ha presentado la reforma, respaldada por un breve borrador de Anteproyecto de Ley y sin una negociación previa, a pesar de todas las peticiones realizadas.

Preocupación por cómo puede afectar al precio de la luz

La gran industria teme un sobrecoste de la energía si las eléctricas repercuten las nuevas tasas al consumidor final. La Asociación de Empresas con Gran Consumo (AEGE) explico una posible subida en el precio de la energía puede afectar a sus exportaciones y competitividad.

Y es que los grandes consumidores industriales han visto cómo entre el 14 y el 17 de septiembre, el mercado de futuros ha experimentado bruscas subidas.

En AEGE existe el temor de que el sobrecoste sea repercutido directamente sobre el consumidor industrial, lo que provocaría la definitiva pérdida de competitividad de la industria, ya muy castigada desde la “liberalización” del sector energético en 2008, cuando se inició una escalada de precios superior al 60 por ciento.

Por último, advirtió de que cada país debe diseñar su política industrial y de que la actual crisis ha demostrado que los países con una industria fuerte han resistido mejor la crisis.

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Cogeneración

EMPRESA ENERGÍA VENDIDA

(GWH)

COSTE (MILL €)

RETRIBUCIÓN (MILES €)

TOTAL IMPUESTO

(MILL €)

ESFUERZO S/VENTA

EUROS/MWH

RETRIBUCIÓN EUROS/MWH

ESFUERZO/RETRIBUCIÓN

(%)

Solar Fv 7.393 2.364 25.758.475 166 22,39 373,12 6%

Solar Te 1.782 406 513.437 31 17,28 288,08 6%

Cogeneración 25.038 1.271 2.629.321 398 15,91 105,01 15%

Trat. residuos 4.420 329 574.859 34 7,8 130,07 6%

Biomasa 3.680 246 446.739 27 7,28 121,39 6%

Eólica 41.670 1.517 3.557.115 213 5,12 85,36 6%

Hidráulica 5.263 188 447.826 27 5,11 85,09 6%

Residuos 2.918 86 230.282 14 4,74 78,92 6%

TOTAL 910

Cómo afectan los nuevos impuestos energéticos Reforma Impositiva en el Régimen Especial

CNE DATO 2011

L os investigadores, Cristina Archer y Mark Jacobson. han llegado a esta conclusión

utilizando complejos modelos informáticos para calcular cuánta energía pueden producir las turbinas eólicas llevada a su límite teórico. Además, han tenido en cuenta los efectos que las numerosas turbinas eólicas tendrían en la temperatura superficial, vapor de agua, circulación atmosférica y otras consideraciones relacionadas con el clima.

Archer y Jacobson han calculado el punto máximo de saturación eólica; esto es, el

máximo de turbinas que se podrían instalar sin afectar el rendimiento, ya que, según explican en su estudio, a medida que el número de aerogeneradores aumenta, la cantidad de energía generada también aumenta proporcionalmente, pero llegados a un punto el rendimiento decrece hasta que finalmente se aplana.

Según los investigadores, la demanda mundial de electricidad ronda los 18 TW. Si se cubriese toda la superficie terrestre y marina con molinos eólicos de 100 metros de altura, se contaría con una capacidad de 250 TW. Si además se instalasen turbinas a diez kilómetros de altura para cosechar las corrientes atmosféricas, se obtendrían 380 TW más. Pero, matizan, semejante densidad de turbinas afectaría no solo al rendimiento eólico, sino al clima. Su planteamiento es instalar 4 millones de aerogeneradores para conseguir 7,5MW, potencia suficiente para cubrir más de la mitad de la electricidad mundial en 2030. Archer y Jacobson añaden que es mejor, desde el punto de vista de la eficiencia, repartir esos cuatro millones de turbinas a lo largo y ancho del mundo, en zonas adecuadas, que concentrarlas en unos pocos lugares.

Otra investigación, liderada por Kate Marvel, del Lawrence Livermore National Laboratory (California), y también dada a conocer recientemente, calcula que sería posible extraer hasta 400 Teravatios (TW) de potencia del viento que sopla a pocos metros del suelo y más de 1.800 TW de turbinas suspendidas en el aire que aprovechasen las corrientes fuertes y continuas a grandes altitudes. No obstante, al igual que sus colegas anteriores, Marvel se decanta por un número mucho menor a fin de evitar los impactos que semejante despliegue tendría para el medio ambiente. En cualquier caso, el espacio cubierto por los molinos sería descomunal.

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Eólica

Ci entíficos estadounidenses de la Universidad de Standford han realizado

un estudio según el cual sería posible atender la mitad de la demanda mundial de electricidad mediante la fuerza del viento con un mínimo impacto en el clima.

El nuevo Software de Terminal Remoto es accesible tanto para los ingenieros de Moog como para el personal de mantenimiento del cliente a través de una Interfaz de Usuario Gráfica, según informa Moog.

La visualización del estado del sistema de control de pitch aparecerá al lado de otros datos de control importantes. El editor de parámetros ofrece un acceso de conjuntos de datos completos y protegido a parámetros clave del software de control del sistema de pitch.

Según Moog, gracias a las funciones integradas de supervisión de estado, «cualquier posible problema se puede diagnosticar pronto; asimismo, la herramienta ayuda a los operarios a planificar y centrar las tareas de mantenimiento in situ, con lo cual aumenta su eficacia».

Moog informa de que las actualizaciones del software también se pueden aplicar a distancia: «de esta forma los clientes se benefician del perfeccionamiento constante de la herramienta, que se lleva a cabo a partir del feedback recibido de empresas de mantenimiento de todo el mundo».

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Eólica

El proveedor de sistemas de control de movimiento Moog ha confirmado que

presentará en la feria de Husum (Alemania), el próximo dieciocho de septiembre, su «nuevo software de acceso remoto, supervisión en tiempo real y localización de averías para el sistema de paso variable de los aerogeneradores». Según la compañía neoyorkina, este «software de terminal remoto de última generación mejora la eficiencia y reduce los costes de mantenimiento de aerogeneradores».

La firma neoyorkina asegura que su nuevo producto ofrece a los usuarios «la capacidad de hacer un diagnóstico remoto de posibles problemas operativos en el sistema de pitch y de tomar medidas correctivas, ya sea mediante la modificación de parámetros o a través de acciones de mantenimiento preventivas».

U n parque eólico marino con 339 aerogeneradores, repartidos en tres

enclaves diferentes, de entre 3 y 8 MW de potencia nominal cada uno y una producción eléctrica conjunta de 1,5 gigavatios, suficiente para atender las necesidades de entre 800.000 y un millón de hogares, el 40% de los que hay en Escocia.

Este es el proyecto previsto para finales de esta

década por Moray Renewables Ltd offshore (MROL), joint venture creada entre EDP Renewables y Sea Energy Renewables en 2009, con una inversión de cerca de 7.000 millones de libras y en el que participa la española Repsol, tras adquirir el 100% del capital de Sea Energy Renewable, rebautizada ahora como Repsol Nuevas Energías UK.

La instalación se construirá a 13 millas de la costa (22 km), en la costa de Caithness, y contribuirá a la lucha contra el cambio climático evitando la emisión anual a la atmósfera de entre 3,5 y 4,5 millones de toneladas de dióxido de carbono, según sus promotores, que esta semana presentaron sus planes a la agencia del Gobierno escocés Marine Scotland.

«Este proyecto representa la culminación de una gran cantidad de trabajo previo –ha declarado Dan Finch, director general de EDPR UK y del proyecto.– Al trabajar en aguas más profundas, a más de 12 millas de la costa, podemos aprovechar el excelente recurso eólico que hay en el Moray Firth exterior, y hacer una contribución significativa a la reducción de la producción de gases de efecto invernadero».

Sin embargo, el macroparque no deja de tener sus críticos. Entre ellos al multimillonario

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Eólica

Mo ray Renewables Ltd offshore ha anunciado que instalará en el

norte de Escocia el que será el mayor parque eólico marino del mundo. Albergará 339 aerogeneradores, de entre 3 y 8 MW de potencia unitaria, capaces de generar la energía que demanda el 40% de los hogares escoceses. Tras este proyecto, cuya construcción podría comenzar en 2014 o 2015, se encuentran las empresas EDP Renewables y Sea Energy Renewables, adquirida recientemente por Repsol UK.

MROL estima que el desarrollo del macroparque, que califica como «la mayor instalación de generación de electricidad limpia del final de la década», contribuirá a crear centenares de puestos de trabajo.

estadounidense Donald Trump, quien, según informa la prensa británica, quería construir un nuevo campo de golf en la zona situada en tierra frente al parque y ha estado oponiéndose con fuerza públicamente al proyecto porque alega que arruinaría la vista del complejo deportivo.

Trump ha llegado a calificar el proyecto de «suicidio financiero», pero parece que las autoridades escocesas tienen otra opinión ya que, según The Guardian, el parque recibirá pronto la autorización definitiva. El plan energético de Escocia pretende que para 2020 la energía eléctrica proceda en un 100% de fuentes renovables.

Según Tobias Rösmann, director de I+D de Moog en Unna (Alemania), «el nuevo Software Moog de Terminal Remoto para Control de Pitch de Aerogeneradores garantizará a nuestros clientes la posibilidad de realizar la supervisión y los análisis operativos a partir de datos de tiempo real; así se elimina la necesidad de las visitas de mantenimiento que tanto tiempo y dinero consumen lo que contribuye a reducir los costes de producción de energía eólica». Moog presentará su Software de Terminal Remoto en la feria Husum WindEnergy que se celebrará en Husum (Alemania) entre el dieciocho y el veintidós de septiembre de 2012.

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Eólica

S eis empresas navarras del sector de las energías renovables (Frenos Iruña,

Industrial Barranquesa, Jatorman, Estampaciones Arsa, Laneko y Fluitecnik) han creado la agrupación Navarra Wind Energy Consortia, Naweco, con el objetivo de ampliar su cartera de clientes en el exterior ante el «agotamiento» del mercado nacional. El consorcio cuenta con la asistencia técnica de la Cámara Navarra de Comercio e Industria.

Los miembros de Naweco suman una facturación total en el sector eólico de 96,6 millones de euros y agrupan a 466 trabajadores.

Se trata de empresas complementarias entre sí ya que intervienen en las distintas fases del proceso de fabricación de un aerogenerador eólico y proveedoras de los grandes fabricantes de aerogeneradores.

Así lo han dado a conocer en rueda de prensa el presidente de la Cámara Navarra, Javier Taberna; el presidente de Naweco, Francisco Artero, y el secretario del consorcio, Francisco Ceberio. Taberna, que ha esperado que esta iniciativa sirva de ejemplo para otras empresas y otros sectores, ha destacado la importancia de salir al mercado internacional.

Francisco Artero ha expuesto que Naweco tiene como objetivo abrirse a nuevos mercados y aunar esfuerzos «para ganar competitividad». Está compuesto por seis empresas navarras, del sector eólico, con un tamaño pequeño. «Somos empresas complementarias, no somos competencia», ha precisado, para añadir que «han visto la necesidad de ahorrar costos en los procesos de producción e internacionalización».

Según ha dicho, «salir de nuestras fronteras es caro y hemos visto una gran oportunidad en aunar esfuerzos para minimizar costes». «Necesitamos ampliar nuestra cartera de clientes, porque la cartera que teníamos en el mercado doméstico a todos nos ha caído bastante», ha agregado.

Artero ha precisado que empezaron a trabajar en esta iniciativa hace dos años y durante el proceso «han caído» empresas por el camino. «Estamos en fase de consolidación y abiertos a que participen otras empresas», ha dicho.

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Eólica

Lo s miembros de Naweco suman una facturación total en el sector eólico

de 96,6 millones de euros y agrupan a 466 trabajadores. Se trata de empresas complementarias.

A través de Naweco, sus miembros van a cooperar para incrementar las ventas, reducir costes promocionales y logísticos, compartir información de mercados y novedades del sector, aprovechar sinergias y disponer de un instrumento de interlocución conjunta del sector ante la Administración Pública, organismos intermedios y clientes potenciales.

Las Empresas

Naweco está formada por seis empresas: Frenos Iruña se dedica al diseño, desarrollo y fabricación de componentes para el sistema de frenado; Industrial Barranquesa fabrica aros y bridas de acero para las torres; Jatorman desarrolla soluciones de ingeniería para automatización de procesos; Laneko fabrica tornillería especial bajo plano; Fluitecnik diseña y fabrica soluciones para aerogeneradores, y Estampaciones Arsa fabrica chapas de acero eléctrico.

Las empresas que integran Naweco tienen presencia internacional en siete países (Portugal, República Dominicana, Estados Unidos, India, China, Brasil y México) y una experiencia de más de 15 años como proveedores de Gamesa, Acciona, Vestas o Alstom.

La creación de una imagen conjunta y una página web (http://www.naweco.com) es una de las primeras actuaciones de promoción que ha realizado el consorcio. Asimismo, los miembros de Naweco acudirán conjuntamente a la feria Husum WindEnergy 2012 que tendrá lugar en Alemania del 18 al 22 de septiembre.

Esta feria es el certamen más importante que se celebra en Europa en el sector de la energía eólica. En la pasada edición celebrada en 2010, participaron 700 expositores, y visitaron la feria

4.000 profesionales.

La presidencia de Naweco correrá a cargo del gerente de Estampaciones Arsan, Francisco Artero y la vicepresidencia del gerente de Jatorman, Marcos Repáraz Razquin. El gerente de Frenos Iruña, Francisco Ceberio Maiza, es el secretario del consorcio y el gerente de Industrias Laneko, Ignacio Fernández Roa es el vicesecretario. Se han nombrado como vocales a Luis Álvarez de Eulate, de Industrial Barranquesa y Mikel Cestau Urquiola de Fluitecnik.

La asistencia técnica que realiza la Cámara Navarra tiene por objetivo coordinar y dinamizar a las empresas del consorcio para alcanzar los objetivos que se aprueben de acuerdo con los planes anuales que se definan. Además, centra su labor en apoyar la salida en los mercados exteriores.

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Eólica

L a empresa vallisoletana Proxima Systems, con sede en el Parque Tecnológico de

Boecillo, ha desarrollado un sistema de telemetría especializado en plantas solares fotovoltaicas de pequeña escala, con una potencia de hasta 50 kilovatios. El dispositivo permite monitorizar los distintos parámetros que influyen en el funcionamiento de la instalación (como contadores o sondas de temperatura y radiación) y optimizar el consumo de la infraestructura a la que abastezca.

En la actualidad, la mayor parte de las plantas solares fotovoltaicas que se ponen en marcha en España son de pequeña potencia, para cubrir la demanda energética de determinados edificios. Esto es fruto, como explica el director de Proxima Systems, Emiliano Muñoz, de la evolución que ha tenido el sector en los últimos años debido a los cambios en la legislación. «En el principio de la historia fotovoltaica de España y de Europa se

desarrollaron plantas pequeñas que fueron derivando a instalaciones más grandes que eran vistas como una inversión. Con el cambio legislativo en 2010 – cuando se limitaron las horas de producción a las que resultaba aplicable la tarifa fotovoltaica o prima por la producción de kilovatio/hora- aquellas grandes plantas dejaron de ser rentables y por tanto dejaron de montarse».

Sin embargo, señala, «la tecnología ha seguido evolucionando, los precios del material fotovoltaico han seguido decreciendo y ahora estamos en una situación prácticamente de paridad con la tarifa eléctrica, es decir, lo que se paga a una distribuidora por el suministro eléctrico que tenemos para nuestro negocio o nuestra casa es similar a lo que cuesta generar tu propia electricidad, lo que se denomina autoconsumo». Esto ha motivado, recuerda, que ahora se pongan en marcha instalaciones de pequeña potencia en determinados edificios de empresas o industrias, de hasta 50 kilovatios, «unas 100 veces más pequeñas de las que eran comunes anteriormente».

La empresa vallisoletana, dedicada a la monitorización y control remoto en los sectores de la industria y la energía, puso en marcha en 2005 una herramienta especializada para plantas solares fotovoltaicas medianas y grandes denominada Helióstat. Ahora, el sistema ha evolucionado a una versión «nano» que introduce como novedad la optimización de los consumos.

«Una planta solar fotovoltaica, como cualquier proceso industrial, tiene una serie de puntos críticos que, en caso de desviarse de las condiciones de operación normal, pueden suponer una reducción de su rentabilidad. A través de este sistema medimos, varias veces por segundo, todos los parámetros que afectan

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Fotovoltaica

L a herramienta permite monitorizar todos los parámetros que influyen en el funcionamiento de la instalación y

optimizar el autoconsumo.

a la rentabilidad de la planta solar, los analizamos y los comparamos con lo que debe ser su funcionamiento y el de otras instalaciones, y sacamos conclusiones. De cara al operador de la instalación estas conclusiones, como una posible parada, se traducen en alarmas que se envían a un teléfono móvil en forma de SMS o a un correo electrónico», detalla Muñoz.

Entre las variables que mide el sistema, que ya está disponible en el mercado, se encuentran la propia radiación solar, ineficiencias producidas por la suciedad de los paneles o por algún defecto, o las condiciones de la instalación eléctrica, «por ejemplo que no hayan sido afectadas por roedores o que no se hayan aflojado las conexiones de los cables», precisa.

Optimización del autoconsumo

Por otro lado, Muñoz apunta que la empresa «antes se preocupaba por generar la máxima

energía posible», mientras que ahora hay que tener en cuenta que «estamos generando energía para consumirla nosotros mismos». La optimización de este consumo tiene como objetivo aprovechar al máximo la producción eléctrica y evitar recurrir a la red.

A través de un algoritmo, el sistema permite a los operadores de las plantas solares controlar y automatizar el arranque y parada de las diferentes cargas eléctricas de la instalación (climatización, compresores, enfriadoras, estaciones de recarga de vehículos eléctricos, etc), según el nivel de prioridad asignado a cada una y la potencia eléctrica generada en cada momento. «A nivel tecnológico supone estar continuamente pendiente, medir y comprobar varias veces por segundo todo lo que influye en el proceso. Por ejemplo, se analiza la ocupación del edificio, cuántas personas están dentro de un recinto, y el sistema reacciona en tiempo real adaptando los parámetros de confort climático», asegura.

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Fotovoltaica

E l Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, a través de la Sociedad

Estatal Aguas de las Cuencas Mediterráneas (Acuamed), ha adjudicado el contrato para el suministro y la puesta en funcionamiento de una instalación solar fotovoltaica sobre las cubiertas de la planta desaladora de Valdelentisco, en Murcia.

Esta infraestructura, que ya está montada, ocupa una extensión total de unos 14.000 m2 y cubre el 100% de espacio disponible en el techado de la planta, siendo la mayor de su tipo en España sobre una desaladora. Una vez que entre en funcionamiento, se estima que producirá en torno a 1,2 millones de kW/h, lo que equivale al consumo medio nacional de unas 500 viviendas a lo largo de un año, según han informado fuentes de la Delegación del Gobierno en comunicado de prensa.

La energía producida mediante estas placas solares se transferirá a Red Eléctrica. Las contrapartidas así generadas serán suficientes para cubrir posibles incrementos en el coste de la energía eléctrica utilizada para la producción de la propia planta desaladora.

Beneficio Ambiental

Asimismo, se genera un claro beneficio ambiental, cifrado en una reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera valorado en 725 toneladas/año. Con ello, se da también cumplimiento a las instrucciones del Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente por la que se recomendaba valorar una posible ampliación de la producción de energía solar prevista en la zona.

El contrato para la puesta en marcha de estas instalaciones ha sido adjudicado por la sociedad estatal Acuamed a la empresa Soltec Energía Renovables, S.L., por un importe de 1,1 millones de euros (sin IVA).

En la actualidad, Acuamed está realizando otros estudios de viabilidad de cara a la posible implantación de este tipo de instalaciones fotovoltaicas en otras infraestructuras de la Cuenca del Segura.

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Fotovoltaica

Es ta infraestructura, que ya está montada, ocupa una extensión total de unos 14.000

m² y cubre el 100% de espacio disponible en el techado de la planta, siendo la mayor de su tipo en España sobre una desaladora.

T ras el anuncio de que no se solicitará la renovación de la licencia de explotación

de la central nuclear de Garoña, perteneciente a las empresas Iberdrola y Endesa, a pesar de que las empresas propietarias aseguran que la planta se encuentra en buenas condiciones, Anpier considera que el Gobierno debería revisar las ayudas millonarias que cada año reciben estas empresas eléctricas en concepto de la llamada «moratoria nuclear», 64 millones Euros en 2011 que contribuyeron a engrosar el déficit de tarifa, y solicita que se aproveche la nueva ordenación del sector para diseñar un nuevo modelo energético basado en las energías renovables.

Según los cálculos realizados por Anpier, desde que se instaurara esta compensación anual, las grandes compañías eléctricas españolas han recibido más de 4.000 millones de Euros por la denominada «moratoria nuclear» lo que supone, aproximadamente, un 17 % del déficit

de tarifa acumulado, que ascienda a 24.000 Millones de Euros.

Por otra parte, la gestión de los residuos radiactivos, incluido el combustible gastado, y el desmantelamiento y clausura de las instalaciones nucleares, constituye un servicio público esencial que se reserva a la titularidad del Estado, encomendándose a la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA) la gestión de este servicio público con su correspondiente impacto en los presupuestos generales del Estado.

Los megavatios que produce anualmente la central de Garoña podrían generarse con una superficie equivalente al Aeropuerto de Barajas en paneles fotovoltaicos, que aportaría una energía sostenible, limpia y segura, que supondría, además, la creación de 2.146 puestos de trabajo.

El Juan Manuel Eguiagaray, ministro de Industria y Energía desde 1993 hasta 1996, afirmó: «Es conocido que en pleno proceso de transición a la democracia el sector público hubo de rescatar financieramente a las empresas eléctricas del país, que se habían embarcado en un proceso de inversión faraónico, derivado de una planificación delirante, en absoluta contradicción con las necesidades constadas de la demanda eléctrica en España» (publicado en Cuadernos de Energía, en su

nº 21 [19/06/2008] editado por el Club Español de la Energía).

La Unión Europea, muy pendiente da la nueva reforma del sector, ha advertido recientemente que «Una competencia insuficiente en el sector energético ha contribuido, a la constitución del déficit tarifario al favorecer una compensación excesiva de algunas infraestructuras, tales como centrales nucleares».

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S egún los cálculos realizados por Anpier, desde que se instaurara esta compensación anual.

L a empresa Gaélica Solar, con sede en Tecnópole (Parque Tecnolóxico de Galicia),

presentó hace unos días en la playa de Silgar (Sanxenxo, Pontevedra) el primer secador solar para bañistas alimentado por energía solar. Se trata de un innovador dispositivo que permitirá a los arenales que lo incorporen convertirse en referentes en sostenibilidad por su funcionamiento eficiente y totalmente respetuoso con el medio ambiente.

El equipo, registrado y patentado por Gaélica Solar, está fabricado enteramente en acero inoxidable marino y consta de una ducha corporal, dos grifos lavapiés, un pasillo de secado y dos tomas de corriente de 220V para dispositivos eléctricos, todo ello alimentado por energía solar fotovoltaica.

El sistema de secado cuenta con dos turbinas

axiales duales y altamente eficientes en su parte superior, que dirigen el aire a través de unos difusores creando una corriente lateral en el pasillo interior de la cabina.

Respecto a sus otras funcionalidades, una de las peculiaridades de este sistema es que tanto la ducha como los lavapiés bombean agua salada directamente del mar –con la capacidad de bombear un caudal aproximado de 3.000 litros a la hora–, lo que incrementa su sostenibilidad frente a los dispositivos convencionales de agua dulce.

Fruto de su fuerte inversión en I+D, Gaélica Solar cuenta este año en su catálogo con 19 nuevos productos de fabricación propia y dos premios a la innovación, que suponen un reconocimiento a la mesa solar autoiluminada y el ozono solar para la higienización de fuentes públicas aisladas.

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El equipo, registrado y patentado por Gaélica Solar, está fabricado enteramente en acero inoxidable marino

y consta de una ducha corporal, dos grifos lavapiés, un pasillo de secado y dos tomas de corriente de 220V para dispositivos eléctricos.

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O&M

1 ¿Por qué contratar el mantenimiento?

2 Analice las ventajas de contratar el mantenimiento y sáqueles partido.

3 Conozca los inconvenientes de la externalización.

4 Elija el tipo de contrato más adecuado para sus intereses y

necesidades.

5 Elabore un pliego de condiciones.

6 Estudie el alcance más conveniente del contrato.

7 Tenga en cuenta el mantenimiento legal de la planta.

8 Pida ofertas solo a empresas de mantenimiento serias.

9 Permita que el contratista conozca la planta y sus problemas.

10 Estudie la propuesta técnica del contratista.

11 Estudie el contrato y sus cláusulas.

12 Cuide los anexos.

13 Vigile la subcontratación.

14 Preste atención al periodo de aterrizaje del contratista.

15 Facilite al contratista la información técnica necesaria.

16 Supervise el trabajo del contratista.

17 Audite la gestión de mantenimiento que hace el contratista.

18 Audite periódicamente el estado técnico de la instalación.

19 Obligue al contratista a que documente su trabajo.

20 Evite las causas habituales de conflicto.

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O&M

E nergiza.org a lo largo de los diferentes números

mensuales, irá desarrollando cada uno de los “20 consejos útiles” para la contratación del mantenimiento.

4 Elija el tipo de contrato más adecuado para sus intereses y necesidades

4.1 Contratos de servicio de tiempo y materiales para trabajos puntuales

En este tipo de contratos el contratista cobra por los trabajos que el cliente le encarga. Factura en función del tiempo de trabajo, más los materiales que utiliza. El cliente no adquiere ningún compromiso estable con el contratista: sólo paga cuando requiere de sus servicios. Es el tipo de contrato ideal cuando no se disponen de los conocimientos técnicos necesarios para abordar el mantenimiento, no se desea tener una plantilla propia altamente especializada, de alto coste y con poca flexibilidad, y lo más importante, no se desea adquirir ningún compromiso económico estable.

Existen diferentes variedades de este tipo de contratación:

▪ Contratación de una intervención puntual sin presupuesto previo. El factor más importante es

el inicio de la intervención y la subsanación del problema (tiempo de intervención), por lo que no se dispone del tiempo necesario para pedir ofertas, comparar, aceptar, etc. Se trata en general de averías graves y urgentes, de un coste menor que las pérdidas de producción que provoca.

▪ Contratación de una intervención puntual con presupuesto previo. Puede tratarse de

intervenciones correctivas o preventivas, en las que la urgencia no es tan elevada y puede pedirse oferta para conocer previamente el importe. También puede tratarse de intervenciones, urgentes o no, en las que se prevé un importe elevado que es necesario conocer con antelación. La preparación del presupuesto y su posterior aceptación supone retrasar mucho la intervención, ya que será necesario que el contratista compruebe el trabajo, haga su valoración, redacte una oferta, la envíe al cliente, que éste la estudie y la acepte y le comunique la aceptación al

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O&M

contratista. El factor más importante en este tipo de contratación es el precio, por encima del

tiempo de inicio de los trabajos o de intervención.

▪ Contratación de asistencias técnicas puntuales pero a precio pactado bien por servicio

(también llamado ‘por precios unitarios’) o bien por hora de intervención y materiales empleados. Las fases de presupuesto y aceptación de éste se realizan una sola vez para muchas intervenciones, de manera que cuando se necesita un servicio se solicita sin más, conociendo el cliente más o menos qué coste supondrá. El factor importante vuelve a ser el precio, pero el cliente trata de evitar los tiempos muertos derivados del proceso de oferta y aceptación, negociando de una vez todos los servicios que pueda necesitar en un periodo determinado.

La gran ventaja pues de este tipo de contrato es que no hay compromisos estables, por lo que si no se solicitan los servicios, no se origina ningún gasto.

La desventaja es indudable: los intereses del contratista son completamente opuestos a los intereses del cliente. Cuantas más averías y problemas tenga la planta, más factura el contratista. Éste no tiene ninguna motivación para proponer mejoras, para hacer reparaciones fiables, para plantear el objetivo cero averías, pues podrían acabar con una parte importante de su facturación. Por tanto, intervendrá con profesionalidad, pero no para defender los intereses de su cliente, sino para mantener su propio prestigio industrial.

4.2 Contratos de mantenimiento a precio cerrado

En este tipo de contratos por un precio fijado de antemano se incluyen una serie de trabajos, unas veces bien determinados y otras veces sin determinar con exactitud. Es el caso de contratos en el que se incluye el mantenimiento preventivo de un sistema o de una instalación junto con todo el mantenimiento correctivo que pueda surgir.

Una variante muy interesante de este tipo de contratos son los contratos de mantenimiento integral. En ellos, todos los trabajos de mantenimiento necesarios en una instalación se encuentran incluidos en el alcance del contrato, a un precio fijo por un periodo de tiempo determinado (generalmente un precio anual), e incluyen cualquier tipo de trabajo de mantenimiento necesario en la instalación, ya tengan una naturaleza preventiva, correctiva o incluso legal. A veces ni siquiera distinguen entre el mantenimiento que puede ser realizado por personal propio de la contrata o por alguna empresa subcontratada por el contratista principal.

Estos contratos pueden incluir los materiales necesarios, o en los casos más extremos, todos los materiales (repuestos y consumibles) están incluidos en el alcance. En estos contratos el cliente busca fundamentalmente fijar el coste del mantenimiento.

Los contratos por tiempo y materiales se utilizan cuando el cliente no desea adquirir compromisos de pago estables.

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O&M

La ventaja de este tipo de contratos es que se conoce previamente el importe a pagar, por lo que el cliente transforma un gasto variable y desconocido en un coste fijo, perfectamente determinado.

La desventaja es que el contratista sólo mira su interés: no se preocupa por el coste de la pérdida de producción (no afecta a su facturación), y hace reparaciones fiables para un periodo corto de tiempo. Está muy interesado en disminuir sus costes, pero no en aumentar la capacidad de producción o el rendimiento de las instalaciones, puesto que no se ve afectado por ello: todas las mejoras que estudie siempre irán en la línea de disminuir costes, de forma que los intereses de contratista y cliente de nuevo no confluyen.

4.3 Contratos de mantenimiento a precio variable por resultados

El contratista se ocupa del mantenimiento de naturaleza correctiva y preventiva del equipo o instalación contratada, y cobra sus servicios dependiendo de los resultados de explotación.

Puede tener una parte fija y una variable, o que todo el importe a facturar sea variable. En este tipo de contratos el cliente no busca asegurar sus costes: busca ligar los ingresos con los costes, es decir, busca asegurar sus beneficios, compartiendo riesgos, ganancias y pérdidas con el contratista..

Este tipo de contrato está muy extendido en el sector eléctrico, en el que el contratista de mantenimiento cobra por hora de funcionamiento o por energía producida. En este tipo de contrato no está incluida la operación de la planta, lo que supone ciertas tensiones entre el cliente y el contratista cuando se producen averías y tiempos de parada imputables al personal de producción.

4.4 Contratos de operación y mantenimiento

Son contratos en los que toda la responsabilidad en la explotación técnica de la planta corresponde al contratista, reservándose el cliente únicamente la explotación comercial. Suelen ser contratos tipo win win, es decir, tratan de ligar los resultados de contratista y cliente, de manera que si el cliente

El objetivo principal de un contrato a precio variable por resultado es ligar los costes de mantenimiento de la instalación con los ingresos de la explotación.

Los contratos de mantenimiento integral son una variante de los contratos a precio cerrado.

El objetivo del cliente es asegurar el coste del mantenimiento de su instalación.

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O&M

pierde dinero, el contratista también, y si por el contrario el cliente gana dinero, el contratista también lo hace. El contratista puede aumentar sus beneficios aumentando la disponibilidad y el rendimiento de las instalaciones, e incluso, puede aumentar sus beneficios aumentando sus gastos (invirtiendo en mejoras, haciendo reparaciones más fiables, contratando a personal altamente cualificado, etc.).

La ventaja indudable de este tipo de contrato es que los intereses del contratista y del cliente coinciden, y lo que afecta a uno (para bien o para mal) afecta al otro.

Es posible obtener una serie de ventajas adicionales en el caso de que la planta sea de nueva construcción y el constructor de la planta y el contratista de operación y mantenimiento (contratista O&M) pertenezcan al mismo grupo empresarial. Entre estas ventajas estarían las siguientes:

• No hay discusiones sobre si un fallo determinado es un problema de diseño, de montaje, de

operación o de mantenimiento: la responsabilidad siempre recae sobre el contratista.

• El proceso de puesta en marcha puede verse facilitado y favorecido, al poder emplear desde el

primer momento para realizarla al personal del contratista que después continuará prestando servicios en la planta.

• El constructor tiene un gran conocimiento sobre la planta, que heredará el contratista de O&M.

Eso agilizará enormemente las intervenciones cuando se produzca un fallo, lo que redundará automáticamente en la disponibilidad.

• El contratista de O&M siempre empleará materiales de primera calidad, los recomendados por el

constructor. Además, los obtendrá de un modo más rápido. De nuevo, eso redundará en la disponibilidad y en la fiabilidad de la planta.

Para el contratista, el principal inconveniente de este tipo de contratos es el gran riesgo que asume. Para el cliente, los inconvenientes de los contratos O&M de facturación variable por resultados son:

▪ El primero, es que aparentemente, son más caros. La cantidad que paga el cliente por este tipo

de servicio es en apariencia mayor (la facturación es más alta) lo que puede hacer pensar que ‘cuestan’ más. No es del todo correcto, pues también el beneficio es mayor, y los riesgos, compartidos.

▪ El segundo, es que el cliente pierde todo el control técnico sobre la planta. Depende de la gestión

del contratista, y depende de la información que éste le facilite: puede incluso ocultar información básica vital, como defectos de la instalación, averías producidas, empleo de materiales más baratos, etc.

PROGRAMAS DE FORMACIÓN ON LINE

CENTRALES TERMOSOLARES

PROGRAMA 1:

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E l dato no coincide exactamente con el difundido el pasado 28 de agosto por el

operador del sistema eléctrico nacional, Red Eléctrica de España (REE), que sitúa la aportación termosolar del quince de julio en el 3%, pero pone nuevamente en todo caso de manifiesto el formidable crecimiento que esta tecnología está experimentando en España, que es la primera nación del mundo en potencia termosolar instalada.

Así, actualmente, y según Protermosolar, que es la patronal del sector, las instalaciones termosolares españolas suman el 72,85% de la potencia instalada en el planeta. Además, la tecnología termosolar desarrollada por nuestros centros de investigación y empresas está presente en más del 60% de las centrales en construcción (Estados Unidos, India, Emiratos Árabes o México, entre otras naciones, tienen proyectos termosolares en fase de construcción). Aparte de la marca del pasado quince de julio, la patronal del sector señala en el comunicado que ha difundido que «el día once de julio, lograron otro registro sin precedentes al cubrir, a las diecisiete horas, el 4,1% de la demanda española».

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Termosolar

La Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica (Protermosolar) ha informado de

que «las 35 centrales termosolares operativas en España han logrado un nuevo hito durante este verano al satisfacer con su producción de energía limpia procedente del sol el 3,23% de toda la demanda eléctrica del país el día quince de julio».

Un mercado millonario

En el mismo comunicado, Protermosolar recuerda que «la industria termosolar podría proporcionar al país unos importantes ingresos en renta exterior, dado el billonario mercado que está emergiendo, si no se coarta a las empresas que la desarrollan con medidas retroactivas en la anunciada reforma energética».

Según la asociación, cuando estén funcionando en 2014 todas las centrales previstas en el registro de la administración, la termosolar cobrará en concepto de primas menos dinero que la cogeneración con gas natural. La patronal concluye su nota señalando que la termosolar no solo ha tenido una «contribución insignificante al déficit acumulado hasta la fecha», sino que desempeñará un «papel secundario en este sentido en el futuro; por tanto, ni ha sido, ni es, ni será la responsable del déficit tarifario».

Protermosolar, la Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica, fue fundada en 2004, con el objetivo de promover el desarrollo de la industria termosolar española. En la actualidad cuenta con aproximadamente un centenar de miembros que están situados en toda la cadena de valor del sector. Además, es miembro fundador de Estela, su homóloga europea.

No emite gases de efecto invernadero y genera también de noche

La electricidad termosolar es generada mediante una máquina térmica similar a las centrales térmicas convencionales de carbón o gas. A diferencia de estas, sin embargo, no funciona con un combustible fósil finito y emisor de CO2 (como el gas natural o el

carbón), sino que opera con una fuente energética renovable como es la radiación solar.

Según Protermosolar, el proceso de generación de electricidad en las centrales termosolares consiste, en líneas generales, en concentrar la radiación solar con espejos o lentes que la redireccionan para hacerla llegar a otra superficie de menor tamaño, llamada receptor-absorbedor, donde la energía radiante se convierte en energía térmica a alta temperatura, y ésta en electricidad para ser utilizada inmediatamente, o bien como energía almacenable en forma química o en forma de calor.

Las centrales termosolares cuentan con sistemas de almacenamiento térmico, lo que les permite funcionar más allá de las horas en que hay sol, llegando incluso a funcionar 24 horas al día. Además, esta tecnología permite hibridar con otros combustibles, como gas o biomasa, para mejorar así el rendimiento en periodos de baja radiación solar.

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Termosolar

T ambién podrían llegar a sumarse a la hora de acudir a los tribunales para denunciar

unas medidas que consideran gravemente discriminatorias los fondos con presencia en otras tecnologías, que afectan gravemente a las plantas. Tal es así, que ya se están planteando no terminar algunas de las plantas en construcción que tendrían derecho a prima.

El problema que se presenta para la energía termosolar es que el recorte les afecta en tres sentidos:

Por un lado, se les aplicará una tasa del 6 por ciento sobre los ingresos, al tiempo que se dejará de incentivar la parte de la energía

vertida que esté producida con gas (en torno al 15 por ciento) y tendrán que pagar el céntimo verde aplicado a las fuentes contaminantes (gas, fuel y gasoil), del que hasta ahora estaban exentos.

Y es que a pesar de que el recorte ya aprobado parece más flexible para la termosolar que la propuesta anterior, que suponía una tasa del 13 por ciento para esta tecnología, lo cierto es que se han incluido otros recortes de manera simulada para esta energía.

En total, estas entidades financieras calculan que el sacrificio que tendrá que soportar la termosolar será de un 18 por ciento.

El sector termosolar defendía una tasa homogénea sobre el beneficio, al igual que han hecho países como Italia con la ‘Robin Hood Tax’. Además, advierten que países intervenidos como Portugal están siguiendo una política energética totalmente diferente a la de España.

Estos fondos recuerdan que se interesaron por la termosolar en un momento donde los incentivos eran más elevados porque no se había prosperado aún en la curva de costes. Ahora creen que la medida propuesta es totalmente retroactiva porque estas plantas no pueden ajustar sus costes y tampoco pueden beneficiarse de la reducción que los mismos que, ha experimentado el sector, ya que en estos momentos no podrían modificarlos sin que estuvieran obligados a cambiar de

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Termosolar

Las tasas golpean a esta tecnología en tres sentidos y arrojan un recorte total de un 18%.

Va rios fondos de inversión con fuertes intereses en termosolar en España están muy disgustados

por la forma en la que el Gobierno ha resuelto la reforma energética. Tal es así que acudirán a un arbitraje internacional en caso de que prosperen los términos del ajuste tal como está recogido en el anteproyecto de ley.

régimen de primas. Y al contrario que otros sectores, no podrán repercutir la tasa que se ha impuesto.

Además avisan de la gravedad de aplicar recortes retroactivos por parte de un Gobierno de «distinto color» al que aplicó dos decretos en 2010 para la tecnología fotovoltaica.

Con todo se ha generado una inseguridad jurídica que vulnera de lleno el Tratado Internacional de Energía, un acuerdo al que también se acoge el actual arbitraje en marcha impulsado por fondos con intereses en fotovoltaica que recurrieron los recortes de hace dos años.

Curiosamente, hay en vigor 33 arbitrajes internacionales por vulnerar este Tratado.

En estos pleitos, Alemania y España son los

únicos países considerados como primeras potencias que se encuentran en este listado, ya que el resto de estados denunciados son Rusia, Kazajistán, Azerbaiyán, Polonia, Hungría o Macedonia, entre otros.

Representantes de estas firmas insisten en que tras los recortes de 2010 se han tenido que esforzar mucho para convencer a los inversores de que éste es un país seguro.

Pero ahora, con la desconfianza total de estos fondos, es muy probable que caigan en saco roto los planes del Ejecutivo de lanzar el Plan de Infraestructuras bajo un modelo de gestión público-privada. Además, estas entidades reconocen que habían mostrado previamente interés por otros proyectos en renovables y de infraestructuras que actualmente están parados.

61

Termosolar

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RENOVETEC ha editado el libro LOS RRHH EN CENTRALES TERMOSOLARES, dirigido a responsables de plantas (Jefe de Operación, de Mantenimiento y Directores de Planta), a responsables de Recursos Humanos y a profesionales que quieren conocer los puestos en una central y sus características.

A lo largo de sus casi 200 páginas en libro analiza en detalle el organigrama habitual en una Central Termosolar, los puestos disponibles, la descripción detallada de cada uno de ellos, las funciones del equipo de operación y las del equipo de mantenimiento, el plan de formación necesario para que cada profesional conozca perfectamente su trabajo y la gestión de los recursos humanos en un entorno tan técnico como el de una central termosolar.

L a central Solana tendrá una potencia de 280 megavatios y una capacidad de

almacenamiento de energía de seis horas de duración.

Además, la fábrica de Rioglass, la más avanzada y con la mayor rapidez de proceso productivo en su género, ha suministrado el 5 por ciento de los espejos para la otra gran central termosolar que levanta la multinacional sevillana, Abengoa, en Estados Unidos: Mojave Solar, en California, con una potencia de 250 megavatios.

La central ocupa una superficie de 16.720 metros cuadrados y tiene una capacidad de producción de 900.000 espejos solares al año con una superficie total de 2,5 millones de

metros cuadrados, suficientes para equiparar seis centrales termosolares de 50 megavatios cada una, el estándar en España.

Asimismo, da trabajo a 83 personas y, gracias a su implantación en Estados Unidos, la empresa española ya mantiene contactos con firmas estadounidenses del sector fotovoltaico que le demandan espejos para una mayor concentración de la luz en las células fotovoltaicas. Y realiza trabajos de desarrollo para alcanzar concentraciones de hasta 800 veces.

La construcción de la factoría de Rioglass se inició en enero de 2011 bajo la dirección de diecinueve técnicos españoles desplazados desde la sede central en Asturias, en menos de siete meses ya estaba produciendo su primer espejo en línea.

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Termosolar

La factoría de espejos solares construida por la empresa asturiana Rioglass en Surprise (Arizona), a 25

kilómetros al oeste de Phoenix, tras una inversión de 40 millones de euros, ha suministrado ya el 85 por ciento del vidrio especial que está precisando Abengoa para el montaje de la mayor central termosolar del mundo, Solana.

DATOS ESENCIALES DE LA FÁBRICA DE RIOGLASS SOLAR

• Inicio de la construcción: Enero 2011

• Final de la obra civil: Mayo 2011

• Equipo operativo: Julio 2011

• Primer espejo de línea: 17 Julio 2011

• Ubicación: Surprise, estado de Arizona, a 25 km al Oste de

Phoenix

• Superficie productiva: 16.720 m2

• Inversión total: 40 millones de euros (80 millones de dólares)

• Capacidad productiva anual: 2,5 millones de m2 de espejos,

aproximadamente para 350 MW

• Línea de productos: Heliostatos, cilindro-parabólicos, Stirling,

Fresnel y CPV (concentración fotovoltaica)

Si Endesa, Iberdrola y Gas Natural no trasladan las nuevas tasas, ganarán mil millones menos.

La reforma del sector energético que ha anunciado el Gobierno, con una batería de nuevos impuestos para Endesa, Iberdrola, Gas Natural y otras empresas entre ellas las de renovables, como Acciona o Abengoa, repercutirá más tarde o temprano en el consumidor, con alzas en el recibo de la luz y el gas.

Algunas de esas nuevas tasas son repercutibles de forma automática. Por ejemplo, los céntimos verdes que se han creado par el consumo de gas. Sedigas calcula que se

incrementará la factura del gas en un 7% para el consumidor.

Otras, como una tasa lineal del 6% a la producción de electricidad, lo son de forma más sofisticada a medio y largo plazo a través de los numerosos senderos técnicos del propio sistema eléctrico (mercado mayorista, o pool, subastas de energía, etcétera). El impacto para las eléctricas dependerá de la velocidad que vayan trasladando esas nuevas tasas al precio final que paga el consumidor.

Industria, vigilante

Fuentes cercanas al ministerio de Industria, indican que el Gobierno estará vigilante para que esto no ocurra, como está haciendo con los carburantes. Es una mera declaración de principios porque el mercado de la generación está liberalizado. Ponerle ahora puertas al campo sería una vuelta al pasado. Por otra parte, la Comisión Nacional de Energía (CNE) lleva dos años reclamando que se le dote de herramientas para poder hacer auditorías de costes a las eléctricas, sin éxito.

El Consejo de Ministros aprobó un anteproyecto de ley en el que se crean varias

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Noticias

tasas a las compañías en un intento de reducir el déficit de tarifa eléctrico (el agujero que se ha creado en los últimos años porque los ingresos del sistema no cubren los costes). En conjunto, esos impuestos suman un total de más de 2.300 millones para las eléctricas. Pero si con el tiempo éstas logran trasladar ese coste extra al usuario, y teniendo en cuenta que la factura total de los españoles es de unos 20.000 millones, el que sufriría la nueva fiscalidad sería el consumidor con alzas de precios de más del 10%.

En abril, ya hubo una subida del 7% que supuso un impacto para los usuarios de 1.400 millones. A corto plazo, sin embargo, nadie duda de que habrá impacto para las eléctricas. Las medidas serán efectivas en 2013.

Lo analistas estiman que las medidas se llevarán por delante entre el 9% y el 15% del beneficio de las tres grandes Endesa, Iberdrola y Gas Natural Fenosa. Para Endesa, Interdim calcula un impacto de 416 millones, para Iberdrola, de 478 millones y para Gas Natural Fenosa de 187 millones. En esta línea está Barclays, aunque mucho más moderado es Exane BNP Paribás. (Ver gráfico).

Porcentualmente, más

En términos absolutos por volumen total de beneficios que se pueden drenar, las eléctricas siempre son las peor paradas. Pero en términos relativos (como porcentaje de los beneficios), las que más sufren son las renovables, a pesar de que el anteproyecto anunciado es mucho más blando que el borrador inicial.

Por ejemplo, para Acciona, Exane BNP Paribás calcula un impacto de 56 millones, aunque esto supone el 20% de su beneficio neto estimado.

Todos los analistas, en cualquier caso, dicen que el impacto final dependerá de cómo y que velocidad se repercutan las nuevas tasas en el usuario.

Incertidumbre

En general, los analistas valoran positivamente que se vayan despejando incertidumbres sobre la reforma energética después de meses de especulaciones. Y que la que se ha anunciado finalmente sea más suave que la que se preveía.

Aún así, son cautos, por los numerosos flecos que quedan. Entre ellos, Barclays se pregunta qué se hace con la deuda que las eléctricas tienen aún pendiente de cobro por el déficit de tarifa, y que siguen soportando en su balance (Endesa, 4.900 millones de euros; Iberdrola, 2.700 millones, y Gas Natural, 1.000 millones).

La reforma del sector tiene tantos flecos pendientes, que algunos expertos dicen que hasta pueden producirse situaciones absurdas, como por ejemplo, que por la propia dinámica del mercado, terminen ganando más dinero. Por ejemplo, al trasladar al mercado, vía pool, las tasas del 6%, se hincharía el precio del pool, y las nucleares ganarían más.

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Noticias

Una de las dudas es

qué pasa con la deuda

pendiente de cobro de

los grupos por el

déficit de tarifa.

MÁS DEL 10%

A corto plazo, la reforma

energética mermará la

cuenta de resultados de las

eléctricas, con impactos que

van desde el 9% hasta el

20%.

Pero, a la larga, esos costes

se irán trasladando al

usuario y la luz podría subir

más del 10%

Los expertos calculan

impactos en los

resultados de las

compañías de entre el

9% y el 20%.

E l Gobierno ha disparado de izquierda a derecha en la reforma del sector

eléctrico. Eléctricas tradicionales como Endesa, Iberdrola y Gas Natural Fenosa; o de energías renovables, como Acciona, Abengoa, ACS y T-Solar, empezarán pronto a advertir que son las más perjudicadas.

Es cierto que cada una, ha sido golpeada con unas tasas que algunas no están dispuestas a asumir y que es más que probable que lleven a los tribunales. De todos modos el Gobierno no sólo ha cargado contra las eléctricas, sino también contra todos los españoles ya que alguna tasa ha recaído sobre los mismos.

De los más de 5.500 millones que el propio Gobierno calcula que supondrá el ajuste del sector eléctrico en España (cuando se apruebe la nueva norma, en 2013), más de 2.000 millones los va a poner el propio Estado.

En definitiva, todos los ciudadanos, con lo que cada español tendrá que asumir (al margen de subidas de tarifas de la luz que vengan en el futuro), unos 50 euros por cabeza.

¿Cómo? Sin que se note, vía Tesoro Público. Éste asumirá, en 2013, parte de la gigantesca deuda que se ha creado en el sistema eléctrico desde hace más de un década por el denominado déficit de tarifa. Este agujero, que es que se trata de evitar con la reforma eléctrica, llegó en 2011 a un montante global de 24.000 millones. Para 2012, ya iba camino de los 30.000 millones. La reforma trata de evitar que siga generando déficit adicional cada año. El problema es que ahora hay que pagar también la deuda que existía de ejercicios anteriores.

Más deuda pública

Parte de esa deuda anterior, que estaba en el balance de las eléctricas, se financió pidiendo créditos al mercado con el sofisticado sistema de las titulizaciones (emisión de bonos). Para ello, el Gobierno creó el fondo Fade, con el que se otorgaba aval del Estado a esas emisiones.

Hasta ahora, el Fade ha hecho emisiones de 14.000 millones. Algunas se hicieron con vencimientos muy largos.

Varias vencen en 2026. Pero otras se hicieron con vencimientos relativamente cortos. En concreto la emisión número 5, que se realizó en octubre de 2011, vence el 17 de septiembre de 2013. En total, son 2.066 millones, con sus respectivos intereses (del 4,4%) que hay que

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Noticias

El tesoro público asume 2.100 millones. De los más de 5.500 millones

de ajuste de la reforma eléctrica, ¿quién sale más perjudicado? ¿Renovables? ¿Eléctricas tradicionales? ¿Grandes industrias? ¿El propio Estado? Hay recortes para todos.

devolver a inversores de medio mundo. Se encargará el Estado.

Lo hace en un momento en que su obsesión es reducir la deuda pública. Todo un reto. Que las empresas se quejen más o menos de la parte que les toca del ajuste es relativo. Depende de con qué se compara. Sin duda, las eléctricas tradicionales, y en especial Endesa e Iberdrola, salen muy perjudicadas.

En conjunto, para las grandes empresas hay un ajuste de más de 2.000 millones. Depende de su mix de producción, saldrán mejor o peor paradas.

Por ejemplo, en el primer borrador de reforma que barajó el Ministerio de Industria, antes del verano, se contemplaba una tasa extra a la producción hidráulica con grandes presas (sobre todo en manos de Iberdrola y Endesa) de 415 millones. Ahora, esa tasa se queda en 304 millones.

En conjunto, en este segundo intento de reforma, las eléctricas tradicionales (Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, E.On y HC) salen tan mal paradas, o incluso más que con el primer borrador.

Las renovables puras, como Abengoa, Acciona o ACS, salen algo mejor paradas en general. En el primer borrador se contemplaba una tasa del 11% de los ingresos para la eólica y del 19% para la fotovoltaica. Ahora, habrá una tasa lineal del 6% para todos.

El primer borrador iba a detraer más de mil millones de las renovables. Ahora se queda en menos de 700 millones. Sin duda la fotovoltaica ha salido beneficiada. Solo este sector iba a asumir, en el primer borrador, un ajuste de 523 millones, que se quedan en 165 millones.

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Noticias

ENDESA

Endesa, grupo presidido por Borja

Prado, es una de las grandes eléctricas

tradicionales en España. Será de las

más afectadas por la reforma

energética. Algunas fuentes calculan

que podría suponerle un impacto de

unos 700 millones en su cuenta de

resultados. Sobre todo le afectan las

nuevas tasas nucleares y la tasa

hidráulica, pero también, como a

todos, el canon del 6% sobre los

ingresos de cada megavatio. Junto con

Iberdrola, Endesa controla la central

nuclear de Garoña, que ha decidido

no pedir prórroga para seguir

funcionando porque no le salen las

cuentas.

GAS NATURAL

Gas Natural Fenosa tiene un elevado

peso de producción con centrales de

ciclo combinado (que funcionan a

gas). Sufrirá sobre todo el peso del

nuevo impuesto verde al consumo de

gas (más de 2,7 céntimos de euro por

metro cúbico). Con esta tasa, el

Gobierno calcula que se recaudarán

más de 800 millones, pero esta cifra,

unos 240 millones los soportarán las

propias eléctricas con ciclos

combinados de gas, como Gas

Natural Fenosa. En el primer

borrador que barajó el Gobierno, no

obstante, este sablazo iba a suponer

cien millones de euros más para las

eléctricas.

IBERDROLA

A Iberdrola, la reforma le sacude

por tres sitios sobre todo: nucleares,

hidráulicas y renovables. A

Iberdrola le habría gustado que la

reforma eléctrica hubiera atacado el

problema de las subvenciones a las

renovables solares, porque su gran

parque instalado es de eólica. Sin

embargo, al final, el impuesto del

6% será lineal para todos. En el

anterior borrador de reforma, que

no se llegó a aprobar, a la eólica se

le cargaba un impuesto del 11% de

los ingresos y a la fotovoltaica un

19%.

ACCIONA

Para Acciona, que tiene grandes intereses

en energía eólica y termosolar, es un golpe

de tal magnitud que podría llevarse por

delante la cuenta de resultados de su

división de energía. La compañía,

presidida por José Manuel Entrecanales,

sufrirá una nueva tasa del 6% en todos sus

ingresos procedentes de producción eólica

y termosolar en España. Habrá que ver el

efecto final en los beneficios del grupo y

otras competencias. La reforma llega en un

momento en el que, al menos para la

energía termosolar, Acciona estaba

configurando una alianza internacional con

el gigante Mitsubishi.

ABENGOA

Abengoa, grupo presidido por Felipe Benjumea, es el baluarte de la

termosolar.

Depende de cómo se mire, el proyecto de reforma que finalmente ha

aprobado el Consejo de Ministros le perjudica más o menos igual que el

primer borrador que se diseñó. Inicialmente se contemplaba un impuesto del

13% de los ingresos. El canon se quedará en el 6%, como e resto de las

tecnologías. El Gobierno intenta evitar pleitos por discriminación. Pero, en el

nuevo proyecto, se impide a la termosolar cobrar primas cuando funciones

con gas. Abengoa podría recurrir por un cambio normativo retroactivo.

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Noticias

Jo sé Manuel Soria ha anunciado una nueva reforma del sistema eléctrico. La reforma será integral, definitiva y radical.

Soria adelantó que el Gobierno trabaja en modificar la Ley del Sector Eléctrico de 1997, la Carta Magna del mercado de la electricidad en España. Cada vez que se ha tocado esta normativa, ha supuesto un cambio total del mercado. En democracia, hasta ahora, se ha hecho dos veces en España, siempre para dar saltos cualitativos en el proceso de liberalización. La Ley de 1997 barrió a su predecesor, el Marco Legal Estable, vigente desde mediados de los años ochenta, igual que éste barrió toda la normativa anterior, que databa de antes de la democracia. Ahora, Industria se plantea la liberalización no como meta sino como una necesidad.

Déficit de tarifa

Desde la llegada de Mariano Rajoy al poder, el PP ha estado intentando solucionar los numerosos problemas del sector eléctrico, entre ellos, el problema fundamental: el déficit de tarifa, el desfase que se produce en el sistema porque los ingresos de las eléctricas no cubren los costes de la luz.

En enero, decretó una moratoria en las

subvenciones a nuevas renovables. En marzo, decretó una serie de ajustes de costes en las eléctricas y subida de tarifas a los usuarios de más de 3.000 millones. Y ahora tiene en marcha la tramitación de un proyecto de ley con otros ajustes por más de 5.000 millones, con una batería de nuevas tasas a las compañías y a los usuarios, entre otras medidas. Pero no es suficiente. Se necesita llegar más allá. Soria ha dicho que el Gobierno trabaja en la reforma de la norma de 1997 en paralelo a la tramitación del proyecto de ley.

Marco regulatorio

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«Presentaremos un conjunto de medidas que no sé si serán para los próximos 60 años, pero si darán un marco regulatorio claro, transparente y estable que no esté sujeto a los vaivenes de tomar una medida ahora y luego la contraria para compensar, sino que vayan todas en la misma dirección, para lograr un sistema con un mix de fuentes energéticas lo más equilibrado posible, también sostenible medioambiental, financiera y económicamente».

Soria respondía así a una interpelación de José Segura, el portavoz del PSOE en esta materia, que proponía sustituir la ley de 1997 con un diseño del desarrollo «para los próximos 50 ó 60 años».

Ni Soria ni Segura han descubierto nada. Los entendidos del sector siempre han considerado que, por el avance de las tecnologías y de la dinámica del mercado, ninguna ley general aguanta más de una década.

El Marco Estable aguantó diez años a duras penas. La Ley de 1997, pensada cuando las renovables eran incipientes, lo ha hecho malamente.

Antes de que el PP empezara con su batería de reformas eléctricas , todo el mundo daba por seguro que, en lugar de hacerlo por fases, lo haría de una sola vez con una nueva ley, y no vía decretos, jurídicamente siempre más vulnerables a los recursos.

La pregunta es que se propone tocar Industria ahora. Soria lo explicó genéricamente, pero apuntó algunas de las fibras más sensibles del sector que afectarán a muchas de las prerrogativas de las que se están disfrutando hasta ahora.

Comunidades y Estado

Se modifica la ley de 1997 para «mejorar el reparto competencial entre el Estado y las Comunidades Autónomas» ha dicho Soria, así como para dar una «mayor protección al consumidor general, introduciendo una especial consideración respecto del consumidor vulnerable, que es el que hoy está en el bono social».

Uno de los problemas que ha habido en electricidad es el solape de competencias entre

las Comunidades y el Estado. ¿Quién puede perder si se distribuyen? Posiblemente las autonomías. Hablar, de consumidor vulnerable podría significar restringir la amplitud del bono social (tarifa de luz congelada), al que se puede acoger ahora multitud de colectivos. Además de plantear una nueva regulación de las conexiones y acceso al sistema, se propondrá la unificación del concepto de generación y una convergencia de las instalaciones de régimen especial y ordinario. Hasta ahora las renovables (parte del régimen especial) tenían preferencia de conexión a la red antes que otros generadores.

Más cambios en las renovables

Habrá un nuevo desarrollo reglamentario para las renovables, ha dicho Soria, que añadió que se estudiará la eficiencia energética «bajo el prisma de la rentabilidad razonable». Este concepto provoca pánico a las renovables. Bajo él se esconde un ajuste a la baja de sus subvenciones.

También habrá cambios para el usuario. Se liberalizará el suministro, dijo el ministro, para «disminuir el coste» de la Tarifa de Último Recurso (TUR).

Hasta ahora, unos 20 millones de usuarios siguen bajo el cómodo paraguas de la TUR (la tarifa regulada), en lugar de negociar una oferta libre con la compañía, que puede ser, o no, mejor.

También se presentarán propuestas sobre la distribución y el transporte eléctricos. Esto afectará a grandes eléctricas, como Endesa e Iberdrola, y a REE.

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A las renovables les podrían llegar otros cambios.

SEPTIEMBRE 2012

CURSO FECHA PRECIO CONTENIDO DEL CURSO

S.A.M. System Advisor Model

Madrid

17 y 18 Septiembre 495€ (+IVA)

El curso muestra como descargar y configurar el programa S.A.M, como analizar resultados previsibles y resultados obtenidos, carencias del programa y consejos

Turbinas de Gas LM-2500

Madrid

24 y 25 Septiembre 495€ (+IVA)

Se analiza específicamente la turbina GE LM-2500, una de las más utilizadas en plantas de cogeneración: principios de funcionamiento, principales elementos, sistema de control, principales averías, escalones de mantenimiento.

Alta y Media Tensión Trabajadores Cualificados y Autorizados según RD 614/01

Madrid 27 y 28 Septiembre

495€ (+IVA)

Curso de carácter legal que habilita para ser designado trabajador autorizado/cualificado para trabajos con riesgo eléctrico en plantas industriales. Su contenido es acorde con el RD 614/01.

OCTUBRE 2012

CURSO FECHA PRECIO CONTENIDO DEL CURSO

Plantas de Biomasa: Curso Técnico General

Madrid

15 y 16 Octubre 495€ (+IVA)

El curso analiza las centrales termoeléctricas de biomasa: tipos de biomasa utilizables, principios de funcionamiento, preparación de combustible, tipos de calderas, ciclo agua-vapor, turbina de vapor y elementos auxiliares.

Plantas de Cogeneración: Análisis de viabilidad y selección de equipos

Madrid

29 y 30 Octubre 495€ (+IVA)

El curso analiza los principales elementos de las plantas de cogeneración y sus aplicaciones, para centrarse en el análisis de viabilidad y la selección de equipos.

NOVIEMBRE 2012

CURSO FECHA PRECIO CONTENIDO DEL CURSO

Motores de Gas Jenbacher Serie 6

Madrid

5 y 6 Noviembre 495€ (+IVA)

Se analizan los motores de gas Jenbacher: principios de funcionamiento, principales elementos, sistema de control Diane, principales alarmas, escalones de mantenimiento.

Plantas Termosolares de Torre Central

Madrid

19 y 20 Noviembre 495€ (+IVA)

Las plantas de torre central representan el futuro termosolar, sustituyendo a las centrales CCP como preferidas por promotores e inversores. Los profesionales y empresas del mundo termosolar están obligadas a conocerlas mejor si quieren mantener sus conocimientos actualizados y ser competitivos.

DICIEMBRE 2012

CURSO FECHA PRECIO CONTENIDO DEL CURSO

Turbinas de Gas GE Serie 9F

Madrid

10 y 11 DIciembre 495€ (+IVA)

Se analiza específicamente la turbina GE 9F, una de las más utilizadas en centrales de ciclo combinado: principios de funcionamiento, principales elementos, sistema de control, principales averías, escalones de mantenimiento.

Curso de Bombas Centrífugas y sistemas de sellado

Madrid

17 y 18 Diciembre 495€ (+IVA)

A lo largo del curso se analizan las bombas centrífugas: principios de funcionamiento, tipos de bombas, principales elementos, averías y problemas frecuentes y su solución. Se analizan los diferentes tipos de sello mecánico y planes de refrigeración de los sellos.

Programación de Cursos Otoño 2012 (Madrid) Cursos destacados

Programación de Cursos Otoño 2012 (Sevilla) Cursos destacados

SEPTIEMBRE 2012 CURSO FECHA PRECIO CONTENIDO DEL CURSO

S.A.M. System Advisor Model

Sevilla

20 y 21

Septiembre

495€

(+IVA)

El curso muestra como descargar y configurar el programa S.A.M, como analizar resultados previsibles y resultados obtenidos, carencias del programa y consejos en general. Curso 100% práctico.

Plantas Termosolares de Torre Central

Sevilla

4 y 5

Septiembre

495€

(+IVA)

Las plantas de torre central representan el futuro termosolar, sustituyendo a las centrales CCP como preferidas por promotores e inversores. Los profesionales y empresas del mundo termosolar están obligadas a conocerlas mejor si quieren mantener sus conocimientos actualizados y ser competitivos.

OCTUBRE 2012 CURSO FECHA PRECIO CONTENIDO DEL CURSO

Bombas Centrífugas Sevilla

10 y 11

Octubre

495€

(+IVA)

Curso de carácter técnico y práctico que muestra los principios de funcionamiento, los principales elementos y todo lo que es necesario conocer para una correcta operación y mantenimiento de bombas centrífugas en centrales eléctricas y plantas industriales en general.

Sellos mecánicos para bombas Sevilla

18 y 19

Octubre

495€

(+IVA)

Curso técnico centrado en los sistemas de estanqueidad de bombas: sellos mecánicos, principales tipos de sello, principales planes API de refrigeración, operación y mantenimiento de bombas con planes de sellado.

Operación Eficiente de Centrales Termosolares Sevilla

25 y 26

Octubre

495€

(+IVA)

El curso de Operación de Centrales Termosolares es un curso dirigido a profesionales que se dedican o se quieren dedicar a la explotación de Centrales Termosolares de tecnología CCP. El curso estudia la optimización de la operación, buscando por un lado el aumento de la producción, y por otro, la reducción de costes de consumos energéticos y consumibles.

NOVIEMBRE 2012 CURSO FECHA PRECIO CONTENIDO DEL CURSO

Mantenimiento de Centrales Termosolares Sevilla

8 y 9

Noviembre

495€

(+IVA)

El curso de Mantenimiento de Centrales Termosolares es un curso dirigido a profesionales que se dedican o se quieren dedicar a la explotación de Centrales Termosolares de tecnología CCP. El curso estudia el plan de mantenimiento de una central termosolar, se realizan prácticas para la elaboración de dicho plan de mantenimiento; se estudian las diversas técnicas de mantenimiento predictivo y principales averías.

Construcción de Centrales Termosolares Sevilla

15 y 16

Noviembre

495€

(+IVA)

A lo largo del curso se estudia el proceso constructivo de la central, los costes asociados, los aspectos claves de la obra civil, el montaje de los equipos y sistemas, las diferentes formas de abordar el proyecto (EPC, multicontrato...etc.), los problemahabituales y las lecciones aprendidas.

DICIEMBRE 2012 CURSO FECHA PRECIO CONTENIDO DEL CURSO

Puesta en Marcha de Centrales Termosolares Sevilla

13 y 14

Diciembre

495€

(+IVA)

El curso estudia la compleja puesta en marcha de este tipo de centrales, analizando en detalle todas las etapas que la comprenden, con especial detenimiento en los sistemas claves como el sistema HTF, el ciclo AV, la turbina, etc. Se profundiza en las distintas pruebas de prestaciones a realizar, la entrega y garantía.

Prevención de Riesgos Laborales en Centrales Termosolares

Sevilla

20 y 21

Diciembre

495€

(+IVA)

Curso único en su especialidad, analiza específicamente los riesgos laborales en una central termosolar y la forma de actuación ante ellos.

RENOVE TECNOLOGÍA S.L. CIF B856 13 800

Paseo del Saler 6

28945 Fuenlabrada—Madrid

Tfno 91 126 37 66—91 110 40 15

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