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RCM POWER PLANT ®

RENOVETEC 91 126 37 66

Paseo del Saler 6 Fuenlabrada — 28945 Madrid

info@renovetec.com

Edición Mensual

Año II Agosto 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:

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (O&M 1ª Parte) 4

¿Qué es RCM? Objetivos y Fases de Desarrollo

Diferencias entre un Plan de Mantenimiento Inicial y uno basado en RCM

El proceso de Arranque de una Central de Ciclo Combinado

Operación & Mantenimiento de Centrales de Ciclo Combinado

Metodología a utilizar para el análisis de averías

Herramientas para análisis de averías

La contratación del mantenimiento “20 consejos útiles”: 2. Analice las ventajas de contratar el mantenimiento y sáqueles partido

BIOMASA 33 Se crea una mancomunidad de municipios en Barcelona para impulsar la

Biomasa

Los hoteles de Andalucía se pasan a la Biomasa

La bioenergía reduciría el impacto de incendios como los de Valencia

EÓLICA 39 Santiago Gómez Ramos, elegido presidente de la Sección Eólica de APPA

VESTAS se encargará de la O&M de más de mil aerogeneradores de EDP

Iberdrola y Gamesa levantan el mayor parque eólico de Centroamérica

El aerogenerador ecodiseñado de Gamesa

El primer aerogenerador de Eje Vertical se fabricará en España

La nueva tasa que baraja el Gobierno sería el final del sector eólico

FOTOVOLTAICA 45 UNEF plantea una tasa ‘Robin Hood’ para que no paguen los de siempre

El ‘fraude de ley’ que sufren los productores fotovoltaicos

El PSOE reconoce que sus dos decretos contra el Sector Fotovoltaico ‘fueron un error’

TERMOSOLAR 49 Abengoa adjudica a Siemens el mantenimiento de 13 turbinas de vapor

en sus plantas termosolares

Nuevos horizontes para la energía termosolar

PROTERMOSOLAR denuncia las “enormes subvenciones” que recibe el gas

NOTICIAS 56 La reforma energética aboca al sector renovable a la deslocalización o la

desaparición

Europa apuesta por las renovables y la eficiencia energética para crear cinco millones de empleos

APPA denuncia una gravísima discriminación hacia las renovables

Páginas

F ue documentado por primera vez en un reporte escrito por F.S. Nowlan y H.F. Heap

y publicado por el Departamento de Defensa de los Estados Unidos de América en 1978. Desde entonces, el RCM ha sido usado para ayudar a formular estrategias de gestión de activos físicos en prácticamente todas las áreas de la actividad humana organizada, y en prácticamente todos los países industrializados del mundo. Este proceso definido por Nowlan y Heap ha servido de base para varios

documentos de aplicación en los cuales el proceso RCM ha sido desarrollado y refinado en los años siguientes. Muchos de estos documentos conservan los elementos clave del proceso original. Sin embargo el uso extendido del nombre “RCM” ha llevado al surgimiento de un gran número de metodologías de análisis de fallos que difieren significativamente del original, pero que sus autores también llaman“RCM”. Muchos de estos otros procesos fallan en alcanzar los objetivos de Nowlan y Heap, y algunos son incluso contraproducentes. En general tratan de abreviar y resumir el proceso, lo que lleva en algunos casos a desnaturalizarlo completamente.

Como resultado de la demanda internacional por una norma que establezca unos criterios mínimos para que un proceso de análisis de fallos pueda ser llamado “RCM” surgió en 1999 la norma SAE JA 1011 y en el año 2002 la norma SAE JA 1012. No intentan ser un manual ni una guía de procedimientos, sino que simplemente establecen, como se ha dicho, unos criterios que debe satisfacer una metodología para que pueda llamarse RCM. Ambas normas se pueden conseguir en la dirección www.sae.org

La metodología descrita en estos artículos se adapta a esta normas.

El objetivo del RCM

El objetivo fundamental de la implantación de un Mantenimiento Centrado en Fiabilidad o RCM en una planta industrial es aumentar la disponibilidad y disminuir costes de mantenimiento. El análisis de una planta industrial según esta metodología aporta una serie de resultados:

• Mejora la comprensión del funcionamiento

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O&M

RCM o Reliability Centred Maintenance, (Mantenimiento

Centrado en Fiabilidad/Confiabilidad) es una técnica más dentro de las posibles para elaborar un plan de mantenimiento en una planta industrial y que presenta algunas ventajas importantes sobre otras técnicas. Inicialmente fue desarrollada para el sector de aviación, donde los altos costes derivados de la sustitución sistemática de piezas amenazaba la rentabilidad de las compañías aéreas. Posteriormente fue trasladada al campo industrial, después de comprobarse los excelentes resultados que había dado en el campo aeronáutico.

de los equipos y sistemas.

• Analiza todas las posibilidades de fallo de

un sistema y desarrolla mecanismos que tratan de evitarlos, ya sean producidos por causas intrínsecas al propio equipo o por actos personales.

• Determina una serie de acciones que

permiten garantizar una alta disponibilidad de la planta.

Las acciones de tipo preventivo que evitan fallos y que por tanto incrementan la disponibilidad de la planta son de varios tipos:

• Tareas de mantenimiento, que agrupadas

forman el Plan de Mantenimiento de una planta industrial o una instalación.

• Procedimientos operativos, tanto de

Producción como de Mantenimiento.

• Modificaciones o mejoras posibles.

• Definición de una serie de acciones

formativas realmente útiles y rentables para la empresa.

• Determinación del stock de repuesto que es

deseable que permanezca en Planta.

El mantenimiento centrado en fiabilidad se basa en el análisis de fallos, tanto aquellos que ya han ocurrido, como los que se están tratando de evitar con determinadas acciones preventivas como por último aquellos que tienen cierta probabilidad de ocurrir y pueden tener consecuencias graves. Durante ese análisis de fallos debemos contestar a seis preguntas claves:

1. ¿Cuales son las funciones y los estándares de funcionamiento en cada sistema?

2. ¿Cómo falla cada equipo?

3. ¿Cual es la causa de cada fallo?

4. ¿Qué consecuencias tiene cada fallo?

5. ¿Como puede evitarse cada fallo?

6. ¿Qué debe hacerse si no es posible evitar un fallo?

Fases del proceso

La metodología en la que se basa RCM supone ir completando una serie de fases para cada uno de los sistemas que componen la planta, a saber:

Fase 0: Codificación y listado de todos los subsistemas, equipos y elementos que componen el sistema que se está estudiando. Recopilación de esquemas, diagramas funcionales, diagramas lógicos, etc.

Fase 1: Estudio detallado del funcionamiento del sistema. Listado de funciones del sistema en su conjunto. Listado de funciones de cada subsistema y de cada equipo significativo integrado en cada subsistema.

Fase 2: Determinación de los fallos funcionales y fallos técnicos.

Fase 3: Determinación de los modos de fallo o causas de cada uno de los fallos encontrados en la fase anterior.

Fase 4: Estudio de las consecuencias de cada modo de fallo. Clasificación de los fallos en críticos, importantes o tolerables en función de esas consecuencias.

Fase 5: Determinación de medidas preventivas que eviten o atenuen los efectos de los fallos.

Fase 6: Agrupación de las medidas preventivas en sus diferentes categorías. Elaboración del Plan de Mantenimiento, lista de mejoras, planes de formación y procedimientos de operación y de mantenimiento.

Fase 7: Puesta en marcha de las medidas preventivas.

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O&M

C omparando el plan inicial, basado sobre todo en las recomendaciones de los fabricantes, con el nuevo, basado en el

análisis de fallos, habrá diferencias notables:

• En algunos casos, habrá nuevas tareas de

mantenimiento, allí donde el fabricante no consideró necesaria ninguna tarea.

• En otros casos, se habrán eliminado algunas

de las tareas por considerarse que los fallos que trataban de evitar son perfectamente asumibles (es más económico esperar el fallo y solucionarlo cuando se produzca que realizar determinadas tareas para evitarlo).

El Plan de Mantenimiento Inicial está basado en las recomendaciones de los fabricantes, más aportaciones puntuales de tareas propuestas por los responsables de mantenimiento en base a su experiencia, completadas con las exigencias legales de mantenimiento de determinados equipos:

El Mantenimiento Centrado en Fiabilidad o RCM va mas allá. Tras el estudio de fallos, no sólo obtenemos un plan de mantenimiento que trata de evitar los fallos potenciales y previsibles, sino que además aporta información valiosa para elaborar o modificar el plan de formación, el manual de operación y el manual de mantenimiento.

Obsérvese dónde se consideran las recomendaciones de los fabricantes en uno y otro caso:

• Si en el plan inicial eran la base, en RCM no

son más que una mera consulta final para asegurar que no se ha olvidado nada importante.

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O&M

Fig. 1 Diagrama de flujo para la elaboración de un plan de mantenimiento basado en las recomendaciones de los fabricantes .

Fig. 2 Diagrama de flujo de la elaboración del plan de mantenimiento basado en el análisis de fallos.

El arranque de una central de ciclo combinado desde 0 MW hasta su máxima carga puede durar entre

una y seis horas, y atraviesa una serie de etapas que es conveniente conocer y respetar. No todos los arranques son iguales, ni hay que tener las mismas precauciones en cada uno de ellos. El estudio de la duración de las diferentes etapas de cada tipo de arranque permite prever la duración de un arranque en unas condiciones determinadas, lo que permitirá preparar las ofertas económicas al mercado eléctrico y estudiar posibles desviaciones y mejoras del proceso.

Por Santiago García Garrido (Director Técnico de RENOVETEC)

Arranque y sincronización de la turbina de gas

El primer paso suele consistir en la realización de una serie de comprobaciones que realiza el operador, y que se detallan en el cuadro adjunto.

Una vez comprobados estos puntos, el proceso de arranque propiamente dicho se inicia

cuando el operador selecciona la opción ‘Start’ o ‘Arranque’ en el control. Teóricamente, sin más intervención manual, el sistema de control de una central de ciclo combinado debería completar todo el proceso. Pero la experiencia demuestra que la intervención manual del operador disminuye la duración, resuelve problemas que van surgiendo sobre la marcha y hace que el número de ‘arranques fallidos’ descienda.

Una vez el sistema ha comprobado que se cumplen todas las condiciones necesarias, se inicia la aceleración de la turbina. El generador funciona en esta fase como motor, que se alimenta de la propia red eléctrica. Para conseguir un arranque suave, el generador se conecta a un gran variador de frecuencia, que va controlando la velocidad en cada momento de forma muy precisa.

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O&M

COMPROBACIONES PREVIAS ANTES

DEL ARRANQUE

• Presión de gas a la entrada de la turbina, en las

condiciones requeridas. •Sistema de refrigeración en funcionamiento. •Red eléctrica de transporte de energía eléctrica perfectamente operativa. •Niveles adecuados en los diversos calderines y en el tanque de agua de alimentación. •Sistemas auxiliares del generador operativos (refrigeración, aceite de sellos, etc). •Sistema de lubricación operativo. •Sistemas auxiliares de la turbina de gas operativos. •Sistemas de seguridad (contraincendios, etc) operativos y sin alarmas activas. •Virador de la turbina en marcha (sistema que mantiene girando el eje a velocidad muy lenta durante las paradas para evitar deformaciones en el eje) durante el tiempo requerido.

Se hace en primer lugar un barrido de gases, a unas 500 rpm durante 5-10 minutos, para asegurar que no hay ninguna bolsa de gas en el interior de la turbina. Acabado el barrido, la turbina va aumentando su velocidad. Atraviesa varias velocidades críticas, en las que el nivel de vibraciones en los cojinetes aumenta considerablemente. En esos puntos el gradiente de aceleración se aumenta para que la turbina los atraviese con rapidez. Si la turbina tuviese algún problema de desalineación, mal estado de cojinetes, desequilibrio, etc., el nivel de vibración a esas velocidades críticas aumenta tanto que el sistema puede abortar el arranque.

A una velocidad determinada, superior en general a 1500 rpm, comienza a entrar gas a los quemadores y una bujía o ignitor hace que comience la ignición en cada uno de los quemadores. La cámara de combustión está equipada con varios detectores de llama, y si no se detecta ignición pasados algunos segundos, se abortará la maniobra de arranque. Para garantizar el encendido con estos ignitores se suele utilizar propano, que tiene mayor poder calorífico que el gas natural.

Los gases provocados por la combustión del gas natural empezarán a empujar los álabes. A medida que la velocidad aumenta, el generador empuja menos y los gases de escape cada vez más, y a una velocidad determinada (unas 2500 r.p.m.) el generador, que actuaba como motor, se desconectará y la combustión

será la única responsable de la impulsión de la turbina.

Cuando se alcanzan las 3000 rpm (o 3600 en América) entra en funcionamiento el sincronizador, que automáticamente regulará frecuencia, tensión y fase de la curva de tensión del generador y de la red eléctrica.

Cuando ambas curvas coinciden plenamente se cierra el interruptor de máquina y la energía eléctrica generada se exporta a la red a través del transformador principal.

Generación de vapor

Con la turbina de gas en marcha, el generador de vapor empieza a recibir gases de escape calientes a más de 600 ºC, y la temperatura del agua contenida en los haces tubulares de la caldera empieza a aumentar. A los pocos minutos ya se empieza a formar vapor, y la presión comienza a subir rápidamente.

Cuando se alcanza la presión adecuada, se comienza la operación en by-pass: el vapor generado se deriva hacia el condensador directamente, sin pasar por la turbina de vapor. La razón es que el valor de conductividad del vapor no es el adecuado, y los diversos contaminantes que contiene, sobre todo sílice, hierro, sodio y cobre, pueden dañar los álabes de la turbina de vapor. Se purga gran cantidad de agua de la caldera, y se sustituye por agua de refresco, de menor conductividad.

Arranque de la turbina de vapor

Cuando el valor del conductividad es el adecuado se introduce vapor en la turbina y comienza a girar. Poco a poco va aumentando de velocidad, y cuando se llega a 3000 r.p.m., su generador sincroniza con la red. En las centrales de eje único, en las que la turbina de

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O&M

Durante el arranque de la turbina de gas, el generador funciona como motor, impulsando la turbina hasta que los gases de combustión tienen capacidad para mantener la turbina girando.

gas y la de vapor están unidas a un único generador, cuando se alcance la velocidad nominal se conectarán mecánicamente el eje del generador y el de la turbina de vapor, generalmente por medio de un embrague.

Subida de carga hasta plena potencia

Se comienza a aumentar la potencia de la turbina, de forma lenta para minimizar los efectos del estrés térmico. Cuando la planta alcance la carga deseada, que puede ser el mínimo técnico, la plena carga o cualquier otra entre estas dos, el proceso de arranque habrá finalizado.

Rampa de arranque

Por tanto, podemos desglosar el tiempo empleado en el arranque de la siguiente forma

T1: Desde el inicio del arranque hasta la sincronización

T2: Tiempo de espera hasta que los by-pass están presurizados y perfectamente operativos

T3: Tiempo necesario para conseguir la calidad de vapor adecuada

T4: Tiempo necesario para acelerar y acoplar la turbina de vapor

T5: Tiempo necesario para subir carga desde la carga mínima con turbina de vapor hasta la carga deseada

Tipos de arranque

Es muy importante definir con precisión el tiempo necesario para realizar un arranque y la energía que se generará en cada periodo horario, ya que los programas de carga pactados con el mercado eléctrico están sujetos a penalizaciones. El coste de un

arranque tampoco es el mismo si éste dura dos horas o si dura seis. Por tanto, es conveniente conocer los tipos de arranque que pueden darse en estas centrales (y que dependen de las condiciones presentes en la planta en el momento del arranque) para poder calcular con precisión su duración y la energía que se generará en cada periodo.

Los factores que diferencian los diferentes tipos de arranques son los siguientes:

• Temperatura de los elementos internos de la

turbina de vapor. Afecta fundamentalmente a T4 (Tiempo necesario para acelerar y acoplar la turbina de vapor)

• Conductividad y pH del agua contenida en los

calderines. Afecta fundamentalmente a T3 (Tiempo necesario para conseguir la calidad de vapor adecuada)

• Condiciones de presión y temperatura de

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Curva de arranque

Tiempo

Carg

a

T2

T1

T3

T4

T5

caldera. Cuanto menores temperaturas y presiones, más largos serán T2 y T3 (tiempos necesarios para conseguir las condiciones de presión en el circuito y de calidad en el vapor)

• Temperatura de los elementos internos de la

turbina de gas, sobre todo cámaras de combustión y álabes. Afectará sobre todo a T1 (tiempo hasta la sincronización).

Teniendo en cuenta estos factores, pueden distinguirse hasta cinco tipos de arranques, con características y duraciones diferentes:

¬ Arranque superfrío. Suceden tras una larga parada, como una revisión programada de más de 7 días de duración. Todo está frío y vacío. Puede durar más de 5 horas, y tratar de acelerarlo puede provocar problemas de estrés térmico y acortar la vida útil de la planta.

­ Arranque frío. Es igual que el arranque superfrío, pero la turbina de vapor no está completamente fría. Suele suceder tras una parada media, de 4-5 días de duración.

® Arranque templado. Los elementos internos de la turbina de gas y de vapor están en torno al 50% de su temperatura en funcionamiento normal, pero la caldera está despresurizada. Sería la situación de la central tras una parada normal de fin de semana. El tiempo medio estaría situado en

torno a las tres horas.

¯ Arranque caliente. La caldera está ‘embotellada’, es decir, caliente y presurizada, aunque ha perdido algo de temperatura. La turbina de vapor. Es sin duda el tipo de arranque más favorable. Puede llegar a realizarse en menos de dos horas.

° Rearranque. Se trata de arranques que se realizan tras una parada imprevista de la central. Pueden durar entre 1 y 2 horas, aunque la mayor parte del tiempo se consume identificando y resolviendo el problema que originó la parada.

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La mayor parte del tiempo de arranque de una central de ciclo combinado se consume en el arranque de la turbina de vapor. Las centrales de ciclo simple, sólo con turbina de gas tienen un arranque muy rápido.

La gestión de la operación y el mantenimiento de un ciclo combinado visto por los

responsables de la explotación años después de la puesta en marcha.

Por Santiago García Garrido

1. La flexibilidad

La energía eléctrica no se almacena. Aunque hay varias líneas de investigación en marcha para tratar de almacenar energía eléctrica en grandes cantidades hoy por hoy la demanda de energía instantánea debe coincidir con la producción.

Las centrales térmicas convencionales y las nucleares son poco flexibles.

Las primeras tienen cierto grado de regulación, pero el largo periodo de arranque que necesitan hace que, aunque puedan variar su carga entre un mínimo técnico y su carga máxima, no es rentable parar durante periodos cortos.

Las nucleares son aún menos flexibles: generalmente trabajan a su máxima carga de forma continua.

Frente a ellas, las centrales térmicas de ciclo combinado tienen una mejor adaptación a las necesidades variables del mercado energético. Varían su carga con rapidez, el mínimo técnico al que es posible operar la central de forma estable es bajo y el periodo de arranque y parada es corto (entre 3 y 6 horas para el arranque, y alrededor de una hora para la parada). En esas condiciones, es posible subir carga durante las horas punta, las horas de mayor demanda energética, y bajar carga hasta su mínimo técnico durante las horas valle, incluso parar la central diariamente durante esos periodos con bajas necesidades energéticas en la red.

Pero esta flexibilidad tiene sus consecuencias para la operación y el mantenimiento. Incluso el diseño de estas centrales se ve afectado por la necesidad de variar la carga de forma continua.

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2. Operación

2.1. Regímenes de operación

Las posibilidades para determinar el régimen de funcionamiento habitual en una CTCC son muy variadas, pero pueden resumirse en 4:

1. Funcionamiento continuo, a plena carga. Es un régimen de funcionamiento muy poco habitual. Sólo se utiliza cuando la demanda energética es especialmente elevada durante largos periodos de tiempo.

2. Periodos punta a plena carga y periodos valle a mínimo técnico, durante toda la semana (no hay arranques ni paradas). Habitual con demandas energéticas elevadas.

3. Arranques y paradas semanales: Cargas altas durante los periodos punta, de lunes a viernes. Mínimo técnico durante las noches. Fines de semana parado.

4. Arranques y paradas diarios. Habitual cuando la demanda de energía es especialmente baja.

Estos regímenes no son fijos para toda la vida de la central, ni siquiera para un ciclo anual completo. Varía fundamentalmente con la temperatura externa, con la cantidad de agua embalsada y con los periodos de actividad de las industrias. 2.2. Arranques y variaciones de carga: incidencia en el estado técnico de la planta

Una ventaja indudable de operar la central a plena carga es la desaparición de fuerzas cíclicas responsables de la fatiga de materiales.

Por desgracia, no es habitual en este tipo de centrales operarlas de forma continua a plena carga, sino que sufren constantemente

variaciones en su potencia para ajustarse al programa de carga negociado con los responsables de la Red.

Los conceptos de operación de las turbinas de gas son diseñados para que las temperaturas se mantengan más o menos constantes en todo el rango de potencia (sobre todo las temperaturas de las cámaras de combustión y las temperaturas de los gases de escape). La regulación de potencia en estos casos suele hacerse limitando la entrada de aire al compresor mediante álabes fijos variables en las primeras etapas del compresor y de gas a los quemadores, pero manteniendo los ratios de aire combustible y por lo tanto las temperaturas de combustión, aun así las variaciones que se producen en la temperatura de combustión son entorno a 100 grados desde mínimo técnico a carga base.

Dado el grado de automatización de una central actual, para el operador de la central es muy sencillo variar la carga: tan solo debe introducir el valor de potencia deseado, y el sistema de control de la central se encargará de realizar todas las maniobras necesarias (en la admisión de gas y en la admisión de aire fundamentalmente) para alcanzar esa consigna. Las pequeñas variaciones de carga no requieren grandes atenciones, incluso es habitual que se realicen desde el exterior de la central, desde un despacho de carga centralizado que puede gobernar varias centrales, las rampas de subida y bajada de carga se pueden ajustar para minimizar los gradientes de temperatura en todo el ciclo.

Los cambios significativos de carga requieren mucha más atención, pues al afectar al caudal de los gases de escape provocan variaciones de temperatura, presión y nivel de agua en la caldera y en el ciclo agua-vapor. El operador

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debe estar muy atento durante las transiciones de carga a estos parámetros, por si fuera necesaria una intervención manual para solucionar cualquier situación anómala. No es aconsejable, por esta razón, que las variaciones significativas de carga se realicen de forma remota.

En cuanto a los arranques su influencia es mayor sobre la vida útil de la instalación, la temperatura de los gases de escape sube de 0 a 400 ºC casi de forma instantánea, todas las tecnologías penalizan los arranques en sus fórmulas de horas equivalentes como veremos en el apartado de mantenimiento.

2.3. Organización del personal de operaciones

El grado de automatización de estas centrales hace que sea muy poco el personal habitual (menos de 40 personas en total para una planta de hasta 800 MW). Cuando la central está en marcha, el personal necesario para operarla es escaso (2-3 personas por turno) y el personal de mantenimiento es poco numeroso y con poca actividad.

Pero debe ser personal con una preparación excelente. Si bien la cantidad de personal necesaria no es alta, la cualificación exigible a cada uno de los miembros de la plantilla es alta.

La formación continua es otro de los pilares importantes de la gestión del personal en una CTCC. La tecnología punta que se emplea, la imposibilidad de encontrar en el mercado laboral personal ya formado, y la necesidad de polivalencia hacen que todos los puestos necesiten un reciclaje y un aumento de conocimientos continuo.

Habitualmente una planta normal cuenta con un jefe de turno y uno o dos operadores por

turno. Lo normal es contar con 5 o hasta 6 turnos rotativos. A cargo de todo este equipo suele situarse un Jefe de Operaciones, responsable último de todo este personal y de la gestión de la operación.

3. Mantenimiento

Cuando se habla del Plan de Mantenimiento de una central de ciclo combinado, inmediatamente se piensa en el tren de potencia (turbina de gas, caldera, turbina de vapor y generador), y en las diferentes revisiones programadas de estos equipos.

Las altas temperaturas de trabajo en las turbinas de gas exigen que los intervalos de mantenimiento de estas sean cortos, teniendo

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que parar todos los años para hacer algún tipo de inspección. Este corto intervalo condiciona al resto de los equipos de la planta y se adaptan sus programas a los marcados por la turbina de gas.

Por este motivo nos centramos en los factores que influyen y determinan el plan de mantenimiento de las turbinas de gas:

1.- Diseño / vida útil de los componentes

La vida útil de los componentes es función del tipo de material, recubrimiento cerámico y correcto diseño y funcionamiento del sistema de refrigeración, luego son los ingenieros de diseño los encargados de establecer la vida útil y la del personal de operación y mantenimiento conseguir que esa vida útil sea

efectiva en la práctica.

Generalmente los componentes se diseñan y calculan para operación continua en carga base y son las condiciones de operación las que pueden hacer cambiar la vida útil de los distintos componentes.

2.- Coste del tiempo de parada

Es importante analizar los ciclos del mercado para planificar el mantenimiento en periodos de bajos precios, que suelen coincidir con periodos de baja demanda energética.

3.- Régimen de operación

Efectos de operación cíclica

Los desgastes de los componentes de la turbina de gas transcurren por diferentes caminos en función del tipo de operación seguido por la planta, se observa que la fatiga mecánica térmica es el principal limitador de la vida útil para unidades que funcionan de forma cíclica mientras que la termofluencia (creep), la oxidación y corrosión son los limitadores principales en las unidades en carga continua.

Condiciones de operación fuera de secuencias de arranque o parada normal como disparos o rechazos de carga inciden de forma especial en la vida útil de los componentes.

Temperatura de combustión

Temperaturas de combustión más altas requieren intervalos de mantenimiento más corto y reemplazo de las partes calientes.

Tipo de combustible

La utilización de combustibles líquidos en las turbinas de gas tienen un gran impacto en la vida debido a que estos combustibles liberan una gran cantidad de energía térmica y

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contienen elementos corrosivos como sodio, potasio, vanadio y plomo que pueden acelerar la corrosión caliente en álabes fijos y móviles con la consiguiente reducción de vida.

Todos los factores mencionados anteriormente se tienen en cuenta, cualquiera que sea la forma utilizada para el cálculo de las horas equivalentes de operación. Son las horas equivalentes las que determinan los intervalos de mantenimiento.

4.-Herramientas de diagnosis y monitorización

La función de estas herramientas es la de controlar y ayudar a tomar decisiones sobre la operación y el mantenimiento ya que una parte importante de las paradas de mantenimiento se derivan de esta supervisión de la operación.

La monitorización de los niveles de vibración, la distribución de las temperaturas o degradación del rendimiento o potencia pueden derivar en posibles mantenimientos.

En el caso de la degradación, ésta puede ser clasificada como «recuperable» y «no recuperable». La degradación recuperable está fundamentalmente ligada al ensuciamiento en de los filtros de entrada, compresor, la caldera o el condensador. La evaluación, limpieza y mantenimiento de estos equipos minimizan dicha degradación.

La degradación no recuperable es debida al aumento de las holguras en las cabezas de álabes y fugas internas en la turbina. Esta degradación aumenta si se permite la entrada de aire sucio o aceites a través del compresor, y se minimiza evitando arranques y enfriamientos rápidos que puedan provocar rozamientos y falta de uniformidad en las temperaturas de la turbina.

De lo anterior se concluye que realizando una

correcta operación, se puede minimizar la degradación acumulada no recuperable.

5.- Disponibilidad de repuestos / inversión...

Hay cinco aspectos que debemos tener en cuenta a la hora de seleccionar el stock de repuesto: la criticidad del fallo, la frecuencia de consumo, el plazo de aprovisionamiento, el coste de la pieza y redundancia. Veamos con detenimiento cada uno de estos aspectos.

Criticidad del fallo

Los sistemas críticos son, como hemos visto, aquellos cuyo fallo afecta a la seguridad, al medioambiente o a la producción de energía. Por tanto, las piezas necesarias para subsanar un fallo que afecte de manera inadmisible a cualquiera de esos tres aspectos deben ser tenidas en cuenta como piezas que deben integrar el stock de repuesto.

Consumo

Tras el análisis del histórico de averías, o de la lista de elementos adquiridos en periodos anteriores (uno o dos años), puede determinarse que elementos se consumen habitualmente. Todos aquellos elementos que se consuman habitualmente y que sean de bajo coste deben considerarse como firmes candidatos a pertenecer a la lista de repuesto mínimo. También, aquellos consumibles de cambio frecuente (aceites, filtros) deberían considerarse.

Plazo de aprovisionamiento

Algunas piezas se encuentran en stock permanente en proveedores cercanos a la planta. Otras, en cambio, se fabrican bajo pedido, por lo que su disponibilidad no es inmediata, e incluso, su entrega puede demorarse meses.

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Aquellas piezas que pertenezcan a equipos críticos cuya entrega no sea inmediata, deberían integrar el almacén de repuesto.

Aquellas piezas que aún no pertenecientes a equipos A o críticos, puedan suponer que un equipo B permanezca largo tiempo fuera de servicio deben considerarse igualmente en esa lista.

Coste de la pieza

Puesto que se trata de tener un almacén con el menor capital inmovilizado posible, el precio de las piezas formará parte de la decisión sobre el stock de las mismas.

Aquellas piezas de gran precio (grandes ejes, coronas de gran tamaño, equipos muy especiales) no deberían mantenerse en stock en la planta, y en cambio, deberían estar sujetas a un sistema de mantenimiento predictivo eficaz. Para estas piezas también debe preverse la posibilidad de compartirse entre varias plantas. Algunos fabricantes de

turbinas, por ejemplo, ofrecen este tipo de servicio.

Redundancia en los equipos instalados (diseño)

La redundancia de los equipos instalados sobre todo en los sistemas auxiliares reducen considerablemente el stock de repuestos ya que averías en determinados equipos como bombas, enfriadores, filtros, etc., pueden ser reparados o inspeccionados con la unidad en operación.

6.- Condiciones del mercado de la energía.

En ocasiones y como consecuencia de grandes demandas en las zonas de producción puede ser necesaria la presencia de determinadas unidades, lo que implica la imposibilidad de paradas. Del mismo modo estas demandas pueden implicar a los combustibles siendo necesaria la utilización del combustible de respaldo con los problemas que mencionamos anteriormente.

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Te niendo en cuenta estos aspectos fundamentales (el recorrido del proceso y la metodología a

utilizar) y las condiciones indicadas anteriormente (tendencia a convivir con los problemas, tendencia a simplificar los problemas y tendencia a centrarse en el problema del día), se propone un método sistemático de análisis de averías, estructurado en cuatro fases y diez etapas o pasos (Tabla I).

Fase A: Concretar el problema

1. SELECCIONAR EL SISTEMA

Se trata de concretar los límites o alcance del sistema (instalación, máquina o dispositivo objeto del análisis). Se persigue con ello evitar dos errores frecuentes:

a) Ignorar elementos importantes involucrados en el problema, como pueden ser los dispositivos de seguridad y/o control de una

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O&M

La metodología a utilizar debe:

HEstar bien estructurada, de forma que se desarrolle según un orden lógico.

HSer rígida, de manera que no dé opción a pasar por alto ninguna etapa fundamental.

HSer completa, es decir, que cada etapa sea imprescindible por sí misma y como punto de partida para la siguiente.

máquina o instalación.

b) Extender el análisis a elementos poco relacionados con el problema que pueden hacer excesivamente largo y laborioso el análisis y que, en todo caso, serían objeto de otro análisis.

Seleccionar el sistema supone:

- Establecer los límites del sistema. El análisis se puede efectuar indistintamente a un componente, un subsistema elemental o al sistema completo, pero deben quedar claramente establecidos los límites del sistema analizado.

- Recopilar la información referente al sistema: sus funciones, sus características técnicas y las prestaciones deseadas.

2. SELECCIONAR EL PROBLEMA

Normalmente, se trata de un fallo o de la consecuencia de un fallo.

Se debe tratar de un hecho concreto que responde a la pregunta: ¿qué ocurre?. Se persigue concretar un problema de máxima prioridad y evitar la tendencia frecuente a intentar resolver múltiples problemas a la vez, con la consiguiente pérdida de eficacia.

Seleccionar el problema supone:

- Concretar la avería objeto del análisis.

- Describir la avería, lo más completamente posible: ¿qué ocurre?, ¿dónde ocurre?, ¿cómo ocurre?, ¿cuándo ocurre o cuándo comenzó?, ¿quién la provoca? y ¿cómo se ha venido resolviendo?

3. CUANTIFICAR EL PROBLEMA

Es preciso trabajar con datos: ¿cuánto tiempo hace que existe?, ¿cuántas veces ha sucedido?

Y ¿cuánto está costando?, para ser objetivos y evitar ideas preconcebidas.

Un análisis de averías exhaustivo como el que se está presentando no estaría justificado en todos los casos. Por eso, es importante que la dirección de la planta establezca unos criterios para desencadenar el análisis cuando se presenten las condiciones predefinidas:

-Cuando el fallo ha ocasionado un accidente personal.

-Cuando el fallo ha provocado un fuego o pérdida de producción importante.

-Cuando el fallo ha provocado un daño medioambiental importante.

-Cuando el fallo tiene un coste de reparación superior a una cifra determinada.

-Cuando el fallo afecta a una máquina o instalación catalogada como crítica.

-Cuando la combinación frecuencia/ coste o frecuencia/criticidad superan los límites establecidos.

Fase B: Determinar las causas

1. ENUMERAR LAS CAUSAS

La causa es el origen inmediato del hecho observado o analizado. Se deben omitir opiniones, juicios, etc. y debe responder a la pregunta: ¿por qué ocurre?.

Pensar que una sola causa es el origen del problema es generalmente simplista y preconcebido. Se trata de esforzarse para encontrar todas las causas posibles y comprobar que realmente inciden sobre el problema.

Se deben contemplar tanto las causas internas

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O&M

como externas del equipo analizado, lo que se podría clasificar como causas físicas y causas latentes o de organización, gestión, etc.

Enumerar las causas supone, por tanto, confeccionar un listado exhaustivo de todas las posibles causas involucradas en el fallo analizado.

2. CLASIFICAR Y JERARQUIZAR LAS CAUSAS

El listado antes obtenido no da información alguna sobre el grado de importancia y relación entre las mismas. Por ello, el paso siguiente antes de trabajar en la solución, es buscar relaciones entre causas que permita agruparlas y concatenarlas. Ello permitirá dar cuenta de que, tal vez, la solución de una de ellas engloba la solución de algunas de las otras.

3. CUANTIFICAR LAS CAUSAS

La medición, con datos reales o estimados de la incidencia de cada causa sobre el problema nos va a permitir, en un paso posterior, establecer prioridades. Se trata, por tanto, de tener cuantificado el cien por cien de la incidencia acumulada por las diversas causas.

4. SELECCIONAR UNA CAUSA

Se trata de establecer prioridades para encontrar la causa o causas a las que buscar soluciones para que desaparezca la mayor parte del problema. Para ello lo que realmente hacemos es asignar probabilidades para identificar las causas de mayor probabilidad (20% de las causas generan el 80% del problema).

Fase C: Elaborar la solución

1. PROPONER Y CUANTIFICAR SOLUCIONES

Se trata de profundizar en la búsqueda de todas las soluciones viables, cuantificadas en

coste, tiempo y recursos, para que el problema desaparezca.

2. SELECCIONAR Y ELABORAR UNA SOLUCIÓN

Se trata de seleccionar la solución que resuelva el problema de manera más global (efectiva, rápida y barata). Para ello, se compararan las distintas soluciones estudiadas y se completará un plan de acción para aquellas que finalmente se decida llevar a cabo.

Fase D: Presentar la propuesta

1. FORMULAR Y PRESENTAR UNA PROPUESTA DE SOLUCION

El análisis se completa en esta etapa con la que se pretende informar de las conclusiones y la propuesta que se ha elaborado (plan de acción).

Se debe confeccionar un informe de análisis de averías donde se refleje toda la investigación, análisis, conclusiones y recomendaciones.

Si el problema lo merece y ha sido estudiado por un grupo de trabajo, es posible hacer una presentación a la dirección donde el grupo defiende las soluciones aportadas y responde a las cuestiones que se planteen. Todo el proceso descrito en los apartados 4.3, 4.4 y 4.5 se debe recoger en un formato que se denomina ficha de análisis de averías (Tabla II).

La ficha de análisis de averías sirve para guiar el análisis y para facilitar la comprensión y lectura del mismo.

La propuesta se debe resumir en un plan de acción donde se reflejan todas las actividades a desarrollar, sus responsables y el calendario previsto, para facilitar el seguimiento del plan.

Existen herramientas aplicables en cada una de las etapas, de las que se presenta más adelante

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O&M

(herramientas para análisis de avería) un resumen de las más utilizadas. Asimismo, se presenta posteriormente unas notas sencillas

pero muy útiles a tener en cuenta para llevar a cabo el análisis de averías y confeccionar el informe correspondiente.

20

O&M

De entre las diversas herramientas existentes hemos seleccionado

aquellas que mejor se adaptan para cada fase del análisis.

El diagrama de Pareto

Es una representación gráfica de los datos obtenidos sobre un problema, que ayuda a identificar y seleccionar los aspectos prioritarios que hay que tratar.

También se conoce como Diagrama ABC o Ley de las Prioridades 20-80, que dice: «el 80% de los problemas que ocurren en cualquier actividad son ocasionados por el 20% de los elementos que intervienen en producirlos».

Sirve para conseguir el mayor nivel de mejora con el menor esfuerzo posible. Es pues una herramienta de selección que se aconseja aplicar en la fase A que corresponde al enfoque concretar el problema, así como para seleccionar una causa.

Tiene el valor de concentrar la atención en el 20% de los elementos que provocan el 80% de los problemas, en vez de extenderse a toda la población. Se cuantifican las mejoras que se alcanzarán solucionando los problemas seleccionados.

Los pasos a seguir para su representación son:

¬ Anotar, en orden progresivo decreciente, los fallos o averías a analizar (importe de averías de un tipo de máquinas, importe de averías del conjunto de la instalación, consumo de repuestos, etc.). En definitiva, el problema o avería objeto del análisis.

­ Calcular y anotar, a su derecha, el peso relativo de cada uno (porcentaje).

® Calcular y anotar, a su derecha, el valor acumulado (porcentaje acumulado).

¯ Representar los elementos en porcentajes decrecientes de izquierda a derecha (histograma) y la curva de porcentaje acumulado (curva ABC).

Ejemplo: Averías encontradas en un conjunto de bombas centrífugas.

Se trata de seleccionar el problema o avería a analizar (Tabla III).

° Conclusiones: controlando los tipos de fallos A, B y C (cierre mecánico, cojinetes y anillos de desgaste) se está controlando el 87,3% del importe anual de reparaciones de bombas centrífugas.

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Concepto Importe anual

% %

acumulado

A Fuga cierre mecánico 40 46,5 46,5

B Fallo de cojinetes 20 23,3 69,8

C Desgaste anillos de impulsor

15 17,5 87,3

D Daños en el eje 7 8,1 95,4

E Daños en impulsor 3 3,5 98,9

F Daños en carcasa 1 1,1 100

Tabla III

El diagrama de Ishikawa

También denominado Diagrama Causa-Efecto o de espina de pescado, es una representación gráfica de las relaciones lógicas existentes entre las causas que producen un efecto bien definido.

Sirve para visualizar, en una sola figura, todas las causas asociadas a una avería y sus posibles relaciones.

Ayuda a clasificar las causas dispersas y a organizar las relaciones mutuas. Es, por tanto, una herramienta de análisis aplicable en la fase B (determinar las causas).

Tiene el valor de su sencillez, poder contemplar por separado causas físicas y causas latentes (fallos de procedimiento, sistemas de gestión, etc.) y la representación gráfica fácil que ayuda a resumir y presentar las causas asociadas a un efecto concreto.

Los pasos a seguir para su construcción son:

¬ Precisar bien el efecto. Es el problema, avería o fallo que se va a analizar.

­ Subdividir las causas en familias. Se aconseja el método de las 4M (métodos, máquinas, materiales, mano de obra), para agrupar las distintas causas, aunque según la naturaleza de la avería puede interesar otro tipo de clasificación.

® Generar, para cada familia, una lista de todas las posibles causas. Responder sucesivamente, ¿por qué ocurre? hasta considerar agotadas todas las posibilidades.

El árbol de fallos

Es una representación gráfica de los múltiples fallos o eventos y de su secuencia lógica desde el evento inicial (causas raíz) hasta el evento objeto del análisis (evento final) pasando por los distintos eventos contribuyentes.

Tiene el valor de centrar la atención en los hechos relevantes. Adicionalmente conduce la investigación hacia causas latentes. Esta presentación gráfica permite, igual que el diagrama de Ishikawa, resumir y presentar las causas, conclusiones y recomendaciones.

Es, por tanto, una herramienta de análisis muy recomendable para realizar la fase B del análisis de averías (determinar las causas).

Se utilizan símbolos para expresar las relaciones lógicas entre los distintos sucesos (Fig. 5).

Los pasos a seguir para la construcción del árbol de fallos son:

¬ Determinar el suceso final (avería, fallo o evento no deseado, objeto del análisis). Ocupará la cúspide del árbol o gráfico.

­ Desarrollar el árbol, de forma iterativa,

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O&M

CAUSA 1 CAUSA 2

CAUSA 3 CAUSA 4

EFECTO

mediante puertas lógicas y sucesos. Para cada suceso hay que responder: ¿por qué ocurre?. ¿Qué sucesos (intermedios o básicos) podrían haber causado el suceso objeto del estudio?. El procedimiento se desarrollará hasta llegar a sucesos básicos que no requiere posterior desarrollo.

® Evaluación cualitativa Si se trasforma el árbol en una función lógica, aplicando el álgebra de Boole, se puede hacer la siguiente evaluación cualitativa: la expresión resultante representa las combinaciones mínimas de sucesos primarios, cuya ocurrencia simultánea conduce al suceso no deseado. Cada una de estas combinaciones se denominan «conjunto mínimo de fallo».

El suceso no deseado viene representado por la unión lógica de todos los conjuntos mínimos de fallo.

Matriz de criterios

Para la fase C (elaborar la solución) es muy útil utilizar ésta herramienta que supone disponer de varias soluciones viables y cuantificadas en coste y tiempo.

La matriz de criterios ayudará a seleccionar la alternativa que resuelve el problema de la manera más global (efectiva, rápida, barata, etc.).

Se trata de una matriz donde aparecen en las filas las distintas soluciones y en las columnas los criterios bajo los cuales se quiere regir (sencillez, rapidez, coste, efectividad, etc.)

23

O&M

Figura 5

RENOVE TECNOLOGÍA S.L. CIF B856 13 800

Paseo del Saler 6

28945 Fuenlabrada—Madrid

Tfno 91 126 37 66—91 110 40 15

info@renovetec.com

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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.

2 Analice las ventajas de contratar el mantenimiento y sáqueles partido

Aunque las ventajas económicas son las que tradicionalmente impulsaron la externalización total o parcial de los servicios de mantenimiento de una industria, la empresa cliente también se ha visto favorecida en otros campos. Así, entre las ventajas más destacables de la contratación externa del mantenimiento pueden destacarse las tres siguientes:

- Mayor facilidad para la gestión de los recursos humanos de mantenimiento

- Facilidad para disponer de más y mejores medios técnicos que los que puede tener la empresa cliente

- Mayores conocimientos y aplicación de mejores técnicas.

Hay que tener en cuenta que si bien para una empresa cliente el mantenimiento será algo periférico a su negocio principal, para la empresa contratista el corazón de su negocio es precisamente el mantenimiento, por lo que debe suponerse que investiga y desarrolla las mejores técnicas, que cuenta con los mejores medios técnicos, y que su personal está más entrenado y con conocimientos más actualizados que el personal de mantenimiento de la empresa cliente. Veamos en detalle cada una de esas posibles ventajas, siempre teniendo en cuenta que sólo se presentarán si se cuenta con la empresa contratista adecuada, si el contrato realizado es el que mejor se adapta a las necesidades de la empresa y si éste está bien gestionado.

Las ventajas de la externalización del mantenimiento sólo se presentan si se cumplen tres condiciones:

1. Que la empresa de mantenimiento sea la adecuada.

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O&M

2. Que el contrato sea el adecuado.

3. Que el contrato esté bien gestionado.

2.1 Ventajas relacionadas con los recursos humanos

Como se ha comentado anteriormente, una de las principales ventajas que ofrece la contratación del mantenimiento para la empresa cliente es la flexibilidad de las plantillas. La carga de trabajo de mantenimiento no es constante: en determinados momentos se necesita un gran número de horas/hombre y en otras ocasiones la actividad puede llegar a ser nula. La empresa cliente no necesita dedicar recursos ni esfuerzos al reclutamiento de personal para las puntas de trabajo, mientras que una empresa contratista suele estar mucho más preparada para afrontar estas situaciones: dispone de personal en otras plantas, en general tiene personal específico para afrontar la rotación (departamentos de selección y de formación) y está muy habituada a trabajar en horarios extraños (noches y fines de semana, por ejemplo, cuando la producción está parada), en fechas específicas (navidad, semana santa, vacaciones estivales) o en largas jornadas (es muy habitual que en paradas se trabaje en turnos de 12 horas).

La externalización de conflictos es otra de las ventajas. La relación con los trabajadores de la contrata es una relación entre empresas, por lo que una reclamación de cualquier tipo o incluso una huelga se vive de diferente forma si se trata del personal de una contrata o del propio. Y no es que una huelga no vaya a afectar a la empresa cliente, pero la mayoría de los conflictos no se trasladan nunca a ésta.

Las bajas por enfermedad o accidente, el absentismo, los periodos vacacionales, etc., pasarán ahora a ser un problema del contratista sin consumir esfuerzos o recursos de la empresa cliente y sin generar costes o trastornos no esperados.

La dedicación de recursos a la formación de los trabajadores es otra de las ventajas. Es ahora la empresa contratista la que debe mantener a sus trabajadores con una formación actualizada o la que debe afrontar la formación inicial en una nueva incorporación.

2.2 Ventajas relacionadas con herramientas y medios técnicos

La empresa cliente no debe dedicar esfuerzos ni capital a la adquisición o reposición de herramienta y medios técnicos. Hay que tener en cuenta que algunas de esas herramientas van a tener un uso muy bajo, se van a utilizar una o dos veces al año, permaneciendo el resto del tiempo guardadas en mejores o peores condiciones y expuestas al deterioro, al extravío, a la sustracción o sencillamente a la obsolescencia, sobre todo si se trata de equipos de diagnóstico o de calibración. La empresa contratista tiene mucha más facilidad para rentabilizarlos: si dispone de contratos en varias plantas, el tiempo de uso de una herramienta será mayor, pues con la adecuada programación se podrá usar en varias instalaciones.

2.3 Ventajas relacionadas con los conocimientos y los métodos de trabajo

Cuando se contrata a una empresa para realizar el mantenimiento de una instalación se supone que se está contratando a un especialista en ella. Se supone que la empresa y/o su personal están habituados a realizar las tareas de mantenimiento específicas de ese tipo de instalación o en esa maquinaria, porque lo desarrollan habitualmente en otras plantas.

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O&M

Cuando la máquina o instalación es nueva, con una tecnología desconocida para el personal habitual, la ventaja en este sentido es mayor: la contratación con un especialista supone el acceso inmediato a una tecnología que por medios propios está más dificultada y no es tan inmediata. Se supone que el nivel de conocimiento que tienen de la instalación el especialista es superior al que tiene el personal propio, y sobre todo, en un primer momento. Por supuesto, esta afirmación admite todo tipo de excepciones: realmente, la empresa cliente debe comprobar en manos de quién está poniendo su instalación y asegurarse de que efectivamente la empresa contratista puede desarrollar una mejor labor de mantenimiento en base a sus mejores conocimientos y a sus métodos de trabajo.

Por suerte para todos, la mayoría de las veces es así. Se adquiere un equipo nuevo y se contrata el mantenimiento con el fabricante esperando que el personal del servicio técnico de éste disponga de personal entrenado y con profundos conocimientos técnicos de los equipos; se contrata el mantenimiento mecánico de una instalación con una empresa contratista porque dispone de personal técnico suficiente; se contrata una gran revisión con una empresa muy habituada a trabajar en este tipo de eventos. La mayoría de las veces ocurre así. Pero también es habitual encontrar empresas que ofrecen servicios para los que no están preparados, ofertando incluso unos precios bajos acordes con su desconocimiento. Corresponde al cliente distinguir entre unas y otras antes de verse afectado negativamente por un mal contratista.

2.4 Ventajas relacionadas con los materiales y repuestos

Si el acuerdo entre contratista y cliente incluye el suministro de materiales, pueden obtenerse ventajas indudables en lo referente a este apartado. El caso más favorable puede ser aquel en que el contrato, por un precio determinado (bien relacionado con la producción o bien por un importe fijo anual) incluye tanto la mano de obra necesaria como también todos los materiales que puedan requerirse. En este caso, la empresa cliente conoce perfectamente sus costes y externalizará no sólo el mantenimiento, sino también los riesgos. Queda en manos del contratista realizar una gestión del mantenimiento que asegure un mínimo consumo de materiales.

Una ventaja adicional es la relacionada con el stock de repuestos. Supone para la empresa un desembolso que será necesario amortizar. Muchos contratos de mantenimiento incluyen cláusulas que obligan al contratista a tener que hacer acopio de un stock de repuestos determinado, con el consiguiente alivio económico para la empresa cliente. Hay que prever que ocurrirá con esos repuestos cuando el contrato finalice, para que la empresa cliente no se vea desasistida durante el periodo siguiente a la finalización del contrato.

2.5 Ventajas relacionadas con los resultados técnicos

Un contratista con conocimientos y experiencia en instalaciones similares puede obtener con más facilidad unos resultados técnicos mejores que los que podría obtener el propietario de la instalación, ya que su experiencia no sólo se refiere a la instalación concreta que se mantiene, sino a otras parecidas.

2.6 Ventajas relacionadas con los resultados económicos

La principal ventaja es que los costes para la empresa cliente son conocidos, incluso pueden llegar a ser fijos o ligados a la producción. Esto es aplicable a los contratos cuya facturación está ligada a resultados o a los contratos de precio fijo; en cambio, para aquellos contratos que se pagan por

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O&M

incidentes o por mano de obra, se dará la paradoja de que cuanto más le cueste a la empresa cliente y peores resultados obtenga, más ganará la empresa contratista.

En muchos casos la externalización busca un ahorro de costes, basándose fundamentalmente en que el coste de personal del contratista es a menudo menor que el coste medio de la mano de obra del cliente. No está claro que la contratación externa vaya a suponer un ahorro en este sentido, aunque es cierto que muchas empresas lo buscan. Aunque el coste de la hora/hombre pueda ser menor, habrá que añadirle los gastos generales y el beneficio que el contratista espera obtener, así que no es fácil que se pueda suponer un ahorro en todos los casos de contratación externa, ni siquiera en la mayoría; es más exacto suponer lo contrario. Pero si el contrato es adecuado, sí supondrá para el cliente la externalización de riesgos y la relación del coste del mantenimiento con la producción.

2.7 Ventajas relacionadas con las mejoras organizativas y de gestión

Cuando una empresa se plantea realizar mejoras en la organización y gestión del departamento, choca inexorablemente con la resistencia al cambio que presentan siempre las organizaciones. Una ventaja de un proceso de externalización es que estos procesos de mejora se ven favorecidos: no hay que negociar determinados aspectos con el contratista, sino plantearlos en la especificación o en la petición de oferta. El contratista que quiera ofertar sabrá de antemano qué es lo que la empresa quiere o necesita. Así, la implantación de técnicas como RCM, las reestructuraciones en el departamento, la polivalencia, o la simple implantación de un plan de mantenimiento preventivo son procesos mucho más sencillos si se contratan con una empresa externa que si se tratan de realizar con personal propio.

S.A.M CURSO PRÁCTICO

SYSTEM ADVISOR MODEL

Objetivos del curso

El objetivo del curso es que el asistente aprenda a

manejar el programa SAM, desde su descarga

hasta el análisis completo de la producción de

una central solar termoeléctrica. .

A quien va dirigido

» Ingenieros Industriales e Ingenieros Técnicos,

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industriales, energéticas, a la Ingeniería

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dos con la eficiencia energética, ter-

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financieras, que validan su producción anual, su

modelo energético y su caso base de acuerdo a

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manejar completamente el programa S.A.M, des-

de su descarga hasta su configuración completa,

incluyendo una serie de prácticas que ayudan a

entender la filosofía del programa y a poder des-

arrollar un trabajo profesional con los conocimien-

tos adquiridos en el curso .

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

A pesar de las controversias que ha generado el desarrollo de una planta de biomasa en la comarca barcelonesa del Berguedá, los últimos pasos y declaraciones siguen una línea de apoyo manifiesto a su construcción. Así se ha creado una mancomunidad de municipios para impulsar la planta de biomasa, formada por siete municipios, con el objetivo de «analizar los factores técnicos y de rendimiento económico que han de determinar dónde ubicar la central y la manera de financiar las obras».

Como otras plantas de biomasa proyectadas en Cataluña, la prevista en la comarca del Berguedá tampoco se ha librado de la polémica generada por diversas plataformas contrarias a su construcción o reconversión de la antigua térmica de carbón de Cercs. Algunos grupos ecologistas, pero también empresarios turísticos e incluso médicos han mostrado su oposición al entender que este tipo de centrales también emiten peligrosos gases contaminantes.

Científicos como Ramón Folch y asociaciones como Greenpeace salieron al paso de estas críticas en un artículo publicado en La Vanguardia a principios de año. Ahora siete municipios del Berguedà se unen en una mancomunidad para dar salida definitiva al proyecto.

Berga, Bagà, Cercs, La Pobla de Lillet, Saldes, Gósol y Gisclareny son las siete localidades que desde la semana pasada forman parte de la mancomunidad para la creación de una planta de cogeneración con biomasa. Así se acordó en la asamblea general de la Mancomunitat de Municipis Berguedans per Biomassa, celebrada en Berga y en la que tomaron posesión los diferentes municipios representados por los respectivos alcaldes. Según una nota de prensa

33

Biomasa

El desarrollo de una planta de biomasa en la comarca barcelonesa del Berguedá, ha dado lugar a la

creación de una mancomunidad de municipios para impulsar la planta de biomasa, formada por siete municipios, con el objetivo de «analizar los factores técnicos y de rendimiento económico que han de determinar dónde ubicar la central y la manera de financiar las obras».

del Ayuntamiento de Berga, esta unión «les permitirá trabajar conjuntamente para analizar los factores técnicos y de rendimiento económico que han de determinar dónde ubicar la central y la manera de financiar las obras».

Comisiones Obreras también apuesta por la planta

El cese de la actividad minera en la comarca en 2007 y el de la central térmica de Cercs, considerada una de las más contaminantes de España, ocurrido este mismo año, obligan a buscar alternativas económicas y de empleo.

De entre todas, el aprovechamiento energético de la masa forestal de la zona aparece como la mejor situada. No solo los alcaldes de los ayuntamientos citados, la Federació d'Indústria de CCOO de Catalunya también ha manifestado su apoyo al cambio a la biomasa. «Valoramos positivamente el proyecto porque se podrían aprovechar las instalaciones y la infraestructura eléctrica de la antigua térmica y crear hasta veinte puestos de trabajo por MW, lo que permitiría recolocar a los trabajadores de dicha planta y añadir algunos más», comentan en el número de enero-marzo de 2012 de Lluita Obrera.

Durante la asamblea de la Mancomunitat de Municipis Berguedans per Biomassa se eligió como presidente al alcalde de Bagà, Nicolás Viso, y como vicepresidente al de Berga, Juli Gendrau. El alcalde de Cercs, Ferran Civil, ejercerá de tesorero. Según declaraciones de Gendrau tras el anuncio de la creación de la mancomunidad, a principios de año, «con el proyecto no se busca conseguir una elevada producción eléctrica (al nivel de lo que producía la central térmica de Cercs) sino adecuar la generación de electricidad y calor a la

capacidad de la comarca». Entonces se marcó un plazo de tiempo medio de unos dos años para conseguir que la ejecución del proyecto esté en marcha, y una previsión inicial de inversión de seis millones de euros.

La Federació d'Indústria de CCOO de Catalunya, que ve también el proyecto como una medida de prevención de incendios y de dinamización del medio forestal, pide a los responsables de la política industrial de la Generalitat que se impliquen más en el desarrollo de la planta de Cercs.

34

Biomasa

NOVEDADES EDITORIALES RENOVETEC

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

DE BIOMASA

E s posible que la apuesta por las calderas de biomasa en los hoteles andaluces mitigue

en parte los negros pronósticos que vaticina la patronal tras la subida del IVA turístico al 10%.

La Confederación Española de Hoteles y Alojamientos Turísticos (Cehat) estima que esta temporada la facturación caerá alrededor de 2.000 millones de euros por cada punto de subida del IVA. Un hotel de Jaén, el NH La Perdiz, amortiguará esta caída desde esta misma temporada, ya que, según sus cálculos, «evitar el uso del gasoil necesario en los próximos diez años supone un ahorro de aproximadamente 100.000 euros».

Este alojamiento de la cadena NH es el primero de este grupo y el último de Andalucía en incorporarse al uso de sistemas alimentados con biomasa. Además, la sustitución de la antigua caldera de gasoil por la nueva de biomasa la han realizado a través de una empresa de servicios energéticos (ESE), lo que permite que la cadena no tenga que realizar ningún desembolso económico por la instalación, sino que el pago mensual por el servicio de calor recibido y la eficiencia del sistema compensa la inversión. Por último, recuerdan que «debido a su carácter sostenible, la mitad de este proyecto ha sido subvencionado por la Agencia Andaluza de la Energía, organismo dependiente de la Consejería de Economía, Innovación, Ciencia y Empleo de la Junta».

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Biomasa

An tes de que la subida del IVA afecte negativamente a

sus cuentas, cada vez son más los hoteles que se pasan a la biomasa como fuente energética más económica, segura y ecológica. Lo acaba de hacer el NH La Perdiz, de Jaén, que asegura que en diez años evitará la emisión de 1.581 toneladas de CO2 y ahorrará en torno a 100.000 euros. Antes, otros establecimientos de la cadena Barceló en Granada y Huelva, y en el futuro, tres más de otros promotores repartidos entre Sevilla, Cádiz y Málaga demuestran el paso al frente hacia la biomasa dado por los hoteles andaluces.

Hoteles de Granada, Huelva, Cádiz, Málaga y Sevilla, también con biomasa

No es el único hotel andaluz que se beneficia de este tipo de ayudas. A comienzos de julio, la misma agencia concedía diez subvenciones a proyectos de ahorro, eficiencia energética y energías renovables por un importe total de 2,63 millones de euros. La gran mayoría se destinarán a las dos factorías que la compañía Cepsa Química posee en la localidad de San Roque (Puente Mayorga y Guadarranque), pero 246.000 euros irán al sector hotelero. Gracias a ello, los hoteles Playa Ballena (Rota, Cádiz), Puente Romano (Marbella, Málaga) y Hacienda La Boticaria (Alcalá de Guadaíra, Sevilla) sustituirán sus antiguas calderas de gasoil por otras nuevas alimentadas con biomasa.

Mucho antes, en 2009, el hotel La Bobadilla de la cadena Barceló, situado en la localidad granadina de Loja, fue uno de los primeros en dar el salto a la biomasa para abastecer sus necesidades de calefacción y agua caliente con calderas alimentadas con huesos de aceituna.

Los beneficios ambientales y económicos que constataron sus propietarios les llevó el año pasado a estrenar dos nuevas instalaciones de este tipo en dos de sus alojamientos en Huelva, uno en la capital y otro en Punta Umbría. Las calderas, de 800 kW cada una, funcionan igualmente con huesos de aceituna.

A nivel estatal, la propuesta Conecta Bioenergía, «un lugar de encuentro entre grandes consumidores de energía» que se desarrollará en Valladolid dentro del VII Congreso Internacional de Bioenergía (23 al 25 de octubre de 2012), contabiliza 70.751 instalaciones en tres sectores susceptibles de contar con la biomasa como energía: industria agroalimentaria, alojamientos turísticos y colegios privados. El principal impulsor de Conecta Bioenergía, Avebiom, calcula que hay 22.547 alojamientos turísticos (hoteles, alojamientos rurales y campings) con un consumo medio por habitación de 1.913 kWh/año. La distribución del coste de la energía es 29% en aire acondicionado, 12% en calefacción y 11% en agua caliente sanitaria.

36

Biomasa

E l verano pasado, dos organizaciones de ámbito muy diferente, Greenpeace y

Confemadera, ya expusieron que la producción de energía con biomasa forestal se puede convertir en un componente esencial en la lucha contra los incendios que afectan a los bosques españoles. Lo hicieron en un momento de baja intensidad de este tipo de catástrofes, apelando a la prevención. Ahora, la Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa (Avebiom), tras conocer los efectos devastadores de los incendios de

Cortes de Pallás y de Andilla, ambos en la provincia de Valencia, vuelve a recordar la importancia del aprovechamiento energético de la biomasa forestal para reducir esta lacra.

Aunque falta por determinar el número de hectáreas afectadas (oficiosamente se elevan a 45.000), desde la Consejería de Gobernación de la Generalitat Valenciana sí confirman que el origen de las llamas en ambos casos se debió a negligencias: en Cortés de Pallás al instalar unas placas solares y en Andilla por una quema de rastrojos. Javier Díaz considera que «la biomasa que se acumula en los montes, las altas temperaturas y el viento son una combinación explosiva que está calcinando ya 45.000 hectáreas en los incendios de Valencia. El uso energético de la biomasa reduciría la

37

Biomasa

La quema de rastrojos, residuos agrícolas a los que se debería dar un mejor destino en forma de

abono o producción de energía, provocó uno de los dos incendios de Valencia que han arrasado casi 45.000 hectáreas. Desde Avebiom recuerdan que la biomasa acumulada en los montes forma parte de una combinación de causas que favorecen la propagación de incendios. «El uso energético de la biomasa reduciría esta variable, creando empleo y contribuyendo a reducir la dependencia energética del país», sostiene su presidente, Javier Díaz.

primera de esas variables, creando empleo y contribuyendo a reducir la dependencia energética del país».

La falta de dinero y la desidia aumentan el volumen de biomasa forestal y el riesgo de incendios.

En Avebiom recuerdan que una de las biomasas más abundantes y valiosas para uso energético en España es la forestal procedente de las tareas de mantenimiento y de aprovechamiento de los montes, «imprescindibles tanto para el buen desarrollo de las masas, como para reducir el riesgo de incendios», aclaran.

El elemento que favorece la propagación de las llamas es que muchas masas están sin tratar, «bien por falta de dinero, bien por desidia de los gestores, con lo que el volumen de biomasa aumenta y el riesgo de incendio se incrementa en número de focos y en virulencia», asegura Díaz. Por el contrario, en Avebiom consideran que la creación de una industria en torno a la biomasa para generar energía eléctrica, calefacción y aire acondicionado daría valor a los productos obtenidos de los trabajos de prevención de incendios, con lo que dejarán de ser una carga económica para el contribuyente; y se reducirían los costes económicos en el dispositivo de extinción y en la recuperación posterior de la vegetación.

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Biomasa

Sa ntiago Gómez Ramos ha sido elegido presidente de la Sección Eólica de la Asociación de

Productores de Energías Renovables–APPA. El nuevo presidente, elegido por unanimidad por la Asamblea General de la Sección para un periodo de cuatro años, sustituye a José Miguel Villarig, que recientemente ha sido elegido presidente de APPA.

Madrileño, Santiago Gómez es ingeniero superior de Minas por la ETSM de Madrid, especialidad de Energía y Combustibles, y PDG por el IESE. Gómez Ramos es en la actualidad director de Gestión de la Energía en Acciona Energía, empresa a la que se incorporó en 1994 procedente del IDAE. El nuevo presidente de la sección Eólica de APPA es también director de

Acciona Green Energy Developments, comercializadora de electricidad de origen renovable del Grupo Acciona. Desde 2007 hasta 2011 fue vicepresidente de la Asociación Empresarial Eólica-AEE.

Santiago Gómez accede a la presidencia de la Sección Eólica de APPA en un momento de incertidumbre para el sector eólico español. Por un lado, el Real Decreto–Ley 1/2012 ha introducido una moratoria de hecho para todas las energías renovables y, por otro, no existe ninguna normativa de retribución para la eólica para el próximo ejercicio. «Es absolutamente necesario que el sector eólico español tenga un marco predecible y estable que, dentro de un marco de seguridad jurídica, le permita mantener una actividad industrial que le ha situado entre las dos o tres primeras tecnologías por cuota de generación eléctrica en España», ha manifestado Gómez Ramos.

Para el nuevo presidente de la Sección Eólica de APPA, que ha estado vinculado a la energía eólica los últimos catorce años, «el sector eólico debe mantener su posición de liderazgo y tener una representación acorde a su madurez y nivel de penetración en el sistema, sin olvidar al resto de renovables, aportando su experiencia y un modelo de crecimiento ordenado y de desarrollo que ha sido todo un éxito».

Por otra parte, ante las posibles medidas a adoptar por el Gobierno para atajar el déficit tarifario, Santiago Gómez Ramos ha expresado «una gran preocupación por el tratamiento que se le pretende dar a las energías renovables en general y a la eólica en particular, en cuanto al establecimiento de cualquier tipo de tasa o gravamen sobre un sector altamente regulado y que en muchos casos llevará a la imposibilidad de devolver la deuda contraída con las entidades financieras».

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Eólica

L a potencia que suman las más de mil máquinas de las que se ocupará Vestas se

eleva a 1.897 MW en total. Más del 70% de los aerogeneradores se ubican en Estados Unidos. El resto están repartidas entre España, Francia, Rumanía, Portugal e Italia. Juan Araluce, presidente de Vestas Mediterráneo, señala que este acuerdo, que tiene una vigencia de siete años, no viene sino a reforzar la ya «fuerte relación» que Vestas mantiene con EDP (de la que es filial EDP Renováveis).

Según algunos analistas, Vestas está apostando fuerte por la división de O&M con el propósito de compensar la ralentización del mercado de venta de aerogeneradores, que ha entrado en fase bajista en varias de las regiones más dinámicas, como China y Estados Unidos. En ese sentido, la empresa hace hincapié en sus

seis centros regionales de monitorización, que atienden a casi 22.000 aerogeneradores en todo el mundo (unos 37.500 MW de potencia).

Actualmente, la compañía ha conseguido acuerdos de prestación de servicios por valor de al menos 4.200 millones de euros, que vendrían a sumarse a acuerdos de venta de aerogeneradores (hasta finales de marzo) que sumarían 10.000 millones de euros.

Entre algunos de los acuerdos-hito en este sentido figura el firmado con el promotor-operador australiano Infigen (empresa actualmente en proceso de pleito con Gamesa). Mediante este acuerdo, que incluye una garantía de disponibilidad, Vestas se compromete a la realización de los trabajos de servicio de 368 MW de potencia instalada en Australia durante cinco años.

Otro acuerdo-hito de este año ha sido el firmado con la empresa energética italiana ERG. El contrato incluye los trabajos de servicio y mantenimiento de 126 aerogeneradores V90-2 MW y V90-3 MW repartidos en diez parques eólicos de las regiones de Campania y Apulia.

Los parques suman unos 268 MW. El contrato tiene una vigencia de 15 años. Las condiciones incluyen una garantía de un nivel mínimo de producción eléctrica.

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Eólica

El fabricante danés ha firmado un contrato de servicio y mantenimiento de parques

eólicos con EDP Renováveis que incluye 1.100 máquinas repartidas en 30 parques eólicos de Estados Unidos y Europa. Vestas asegura que se trata del mayor acuerdo de servicios de operación y mantenimiento (OyM) de su historia.

L as empresas españolas han desarrollado en Honduras el

parque de energía eólico más grande de Centroamérica, con una potencia de 102 megavatios (MW).

El parque eólico situado en el Cerro de Hula cuenta con 51 aerogeneradores de Gamesa, modelo G87 de 2 MW de potencia unitaria, lo que generará un aumento del 10% de la potencia eléctrica instalada en el país centroamericano.

El parque se encuentra a unos 24 kilómetros al sur de Tegucigalpa, en los municipios de San Buena Ventura y Santa Ana. La instalación contribuirá al progreso de la zona ya que es capaz de cubrir la demanda de energía de su elevada población.

El contrato para la construcción del parque incluye el servicio de mantenimiento por un plazo de dos años a partir de su puesta en marcha.

Iberdrola Ingeniería, uno de los líderes mundiales en el desarrollo de parques eólicos, construye en la actualidad instalaciones de este tipo en España, México, Estados Unidos, Francia, Brasil, Rumania, Kenia, Bulgaria y Polonia. En este último país se adjudicó, hace unos meses, su décimo parque eólico, de 82 MW de potencia, mediante un contrato valorado en 135 millones de euros.

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Eólica

El parque eólico situado en el Cerro de Hula cuenta con 51 aerogeneradores de Gamesa,

modelo G87 de 2 MW de potencia unitaria, lo que generará un aumento del 10% de la potencia eléctrica instalada en el país centroamericano.

Po r cuarto año consecutivo, la revista Muy Interesante convoca los «Premios Innovación Muy

Interesante 2012» que pretenden poner en valor y resaltar la importancia de la investigación científica.

El primer aerogenerador diseñado desde la sostenibilidad, el Aerogenerador Gamesa G10X, fue presentado en enero de 2012. Se trata de un aerogenerador ecodiseñado y que con sus 4,5 MW de potencia, se ha convertido en la turbina más potente del mercado eólico.

Entre las principales características se encuentra su ligereza, su competitividad en términos de Coste de Energía (CoE) y su operativa de transporte y montaje, similar a la de una turbina de 2,0 MW. En cuanto a sus beneficios ambientales, la producción anual de

un único aerogenerador G10X puede proporcionar electricidad a 3.169 hogares al año, sustituir cerca de 1.000 toneladas de petróleo y evitar la emisión a la atmósfera de 6.750 toneladas de CO2 anuales.

Seis categorías, 36 finalistas

Por cuarto año consecutivo, la revista Muy Interesante convoca los «Premios Innovación Muy Interesante 2012» que pretenden poner en valor y resaltar la importancia de la investigación científica, la innovación y el desarrollo tecnológico, especialmente en un momento como el actual.

De entre todas las candidaturas recibidas, en cada una de las seis categorías (automoción, belleza, diseño, high-tech, medioambiente y salud-nutrición) se han elegido seis productos que han destacado por innovadores por algún aspecto en particular en relación con al resto de competidores en su sector. Los ganadores se darán a conocer próximamente.

Innovación y diseño ecológico

El ecodiseño, o diseño ecológico, es una versión ampliada y mejorada de las técnicas actuales para el diseño y desarrollo de productos, procesos y servicios. Consiste en la consideración de criterios ambientales en todas las etapas de diseño y desarrollo, al mismo nivel en el que son tenidos en cuenta otros criterios relativos a la calidad, legislación, costes, funcionalidad o estética, entre otros.

Los proyectos en los que han sido aplicadas las estrategias de ecodiseño conllevan una reducción de entre un 30% y un 60% de los impactos ambientales. Además, son productos innovadores, poseen una calidad igual o superior a su equivalente en el mercado y son más económicos.

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Eólica

E l Centro de Investigación de Recursos y Consumos Energéticos (CIRCE) de la

Universidad de Zaragoza (UZ) y la empresa Geolica Innovations-Kliux Energies inauguran el primer aerogenerador de eje vertical.

Su diseño ha resuelto uno de los inconvenientes de los aerogeneradores convencionales: no genera ruido y es capaz de abastecer de electricidad a los edificios con energía renovable, convirtiéndolos en autosuficientes.

El Centro de Investigación de Recursos y Consumos Energéticos (CIRCE) de la Universidad de Zaragoza (UZ) y la empresa Geolica Innovations-Kliux Energies inauguran el primer aerogenerador de eje vertical fabricado con tecnología 100% española.

La instalación, que mide nueve metros de altura, ayudará a mejorar la producción de electricidad de manera sostenible. Su diseño ha resuelto uno de los inconvenientes de los aerogeneradores convencionales: no genera ruido y es capaz de arrancar a velocidades de viento bajas: 3,5 metros por segundo (12,6 kilómetros por hora).

Este aerogenerador se diferencia de los de eje horizontal en que siempre está orientado al viento, gira incluso con poca fuerza aérea, autolimita su velocidad, es de tamaño reducido, y tiene una larga vida útil con un mínimo mantenimiento. En resumen, permite maximizar la producción eléctrica.

Otra de las ventajas de este aerogenerador es que puede girar con vientos flojos y puede limitar sus giros cuando las rachas son superiores a 80 kilómetros por hora y seguir recogiendo energía, una situación ante la que otros aerogeneradores tienen que parar por completo.

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Eólica

La instalación, que mide nueve metros de altura, ayudará a mejorar la producción de

electricidad de manera sostenible. Su diseño ha resuelto uno de los inconvenientes de los aerogeneradores convencionales: no genera ruido y es capaz de arrancar a velocidades de viento bajas: 3,5 metros por segundo (12,6 kilómetros por hora).

Rocío Sicre: «Una nueva tasa del 11%

sobre la facturación comprometería los parques existentes»

«Una tasa del 11% sobre la facturación de las empresas eólicas como la que baraja el Gobierno podría ser el golpe definitivo para el sector, al comprometer la viabilidad de un número importante de parques instalados»,

afirma Rocío Sicre, presidente de la Asociación Empresarial Eólica (AEE). La eólica es ya la tecnología que soporta una mayor presión fiscal ya que, a los impuestos comunes a las demás tecnologías (los estatales y los municipales), hay que añadir los cánones que se aplican en algunas comunidades autónomas.

El eólico es un sector con una rentabilidad muy ajustada y una mayor presión fiscal supondría problemas para que las empresas hiciesen frente a sus pagos, entre ellos los financieros.

Las compañías eólicas han hecho un fuerte esfuerzo inversor en los últimos años, lo que ha supuesto un elevado nivel de endeudamiento, y sus activos aún no están amortizados.

AEE entiende la delicada situación de la economía española y la necesidad de tomar medidas de ajuste. Sin embargo, recuerda que el sector ya se encuentra bajo una moratoria para nuevas instalaciones y sin un marco regulatorio más allá de finales de 2012, lo que ya amenaza la supervivencia en España de la industria eólica, desde los grandes fabricantes a los pequeños proveedores.

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Eólica

El eólico es un sector con una rentabilidad muy ajustada y una mayor presión fiscal supondría

problemas para que las empresas hiciesen frente a sus pagos, entre ellos los financieros.

«El Gobierno tiene la oportunidad histórica de plantear un modelo energético sostenible a largo plazo, que siente las bases de una España moderna, independiente energéticamente y que atraiga inversión. La eólica debería ocupar un lugar preponderante en este futuro y, sin embargo, las nuevas medidas que se barajan van en el sentido contrario. No apostar por la eólica hoy sería un error histórico», afirma Sicre.

E n todo caso, UNEF recuerda que la fotovoltaica ya soporta más del 60% del

ajuste aplicado a todo el sector eléctrico por el anterior Ejecutivo con el Real Decreto-Ley 14/2010.

En un comunicado, la asociación indica que, según los datos del propio Gobierno, la

aplicación de esa norma conlleva una reducción del 30% de la retribución hasta 2013 inclusive –unos 2.200 millones de euros– más una reducción del 10% durante el resto de años de vida útil de las instalaciones.

Como resultado del RD-L 14/10, la inmensa mayoría de las instalaciones solares ingresan lo justo para devolver los créditos –en no pocas ocasiones, tras acometer refinanciaciones– o dan pérdidas hasta 2014.

La aplicación de medidas de ajuste adicional, fiscales o de otro tipo, condenaría al sector a la insolvencia, asegura UNEF. Y añade que, aprovechando la promulgación de la nueva regulación, el RD-L 14/10 sea derogado.

El sector fotovoltaico entiende que debe hacer sacrificios para sacar el país de la difícil situación en que se encuentra, pero su sacrificio debe ser equitativo al que haga el resto del sector eléctrico al que pertenece, puntualiza UNEF. La asociación se ofrece al gobierno a colaborar en cuanto sea necesario para eliminar el déficit de tarifa desde la equidad, la transparencia, la estabilidad regulatoria y la seguridad jurídica.

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Fotovoltaica

La Unión Española

Fotovoltaica (UNEF)

apoya al Gobierno en su idea

de aplicar medidas fiscales

para solucionar el problema

del déficit de tarifa eléctrica,

siempre que no sean

discriminatorias. Entre éstas,

se podría aplicar un gravamen

lineal a la generación o sobre

los beneficios –la célebre tasa

Robin Hood–, de acuerdo

con las prácticas de otros

países de nuestro entorno,

como Italia.

L a mayor parte del déficit tarifario se debe a los beneficios no justificados de las grandes

eléctricas por el elevado margen entre los precios de mercado percibidos por las hidráulicas y nucleares y sus costes reales de generación. Eliminar la sobre retribución contribuiría en gran medida a reducir el déficit eléctrico. Lo que no es de recibo es que lo paguen los productores fotovoltaicos, como ya lo vienen haciendo con la introducción de los decretos retroactivos del ministro Sebastián, o que se pretenda cargarlo sobre los consumidores.

La medida, además, no lesionaría la seguridad jurídica de las grandes eléctricas al no alterar sus expectativas de ingresos cuando realizaron las inversiones, como sí que ha ocurrido al introducir la retroactividad en los productores fotovoltaicos.

Unas grandes eléctricas que deseamos que cambien su modo de proceder para adaptarse a un futuro que, le pese a quien le pese, pasa por las energías renovables, y particularmente en España por la fotovoltaica como garantía de un medio ambiente sano y de independencia energética.

Las grandes eléctricas son conscientes de este hecho, como también de que la energía fotovoltaica reduce costes de generación a pasos agigantados.

Ello no debe suponer acabar con los compromisos ya firmados por la amenaza de quiebra en 3 años que supone para el 70% de los productores y la inseguridad jurídica que causa de cara a atraer nuevos inversores que permitan un desarrollo de la energía fotovoltaica que beneficiaría a la sociedad en su conjunto, así como a la sostenibilidad económica y medioambiental.

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Fotovoltaica

A nte el nerviosismo que genera en las actuales beneficiarias del

mercado eléctrico la reforma que prepara el Gobierno, ANPiER quiere recordar la situación por la que atraviesan los 55.000 productores fotovoltaicos de España a consecuencia de las medidas retroactivas introducidas por el anterior ministro de Industria, cuya derogación ayudaría a restablecer la seguridad jurídica, un factor clave en el actual contexto de cara a contar con la confianza de los mercados internacionales.

A npier ha mantenido una fuerte actividad, se ha reunido en el Ministerio de

Industria, Energía y Turismo, con el equipo de redactores de la norma que establecerá la tasa a las renovables, con el coordinador federal de Izquierda Unida, Cayo Lara; con la vicepresidenta y portavoz de Iniciativa per Catalunya Verds, Laia Ortiz; y con el secretario general de Ordenamiento del Territorio y Sostenibilidad del PSOE, Hugo Morán.

Según Anpier, Morán ha reconocido que el Gobierno Zapatero no supo resolver en su «extensión y complejidad» el problema energético español y que los RD 1565/2010 y RDL 14/2010 fueron un error, «por lo que (los socialistas) no se opondrían a su derogación» (estas dos normas introdujeron unos ajustes retroactivos que se tradujeron en «una pérdida media de un 30%» para las instalaciones fotovoltaicas de miles de pequeños productores de energía).

Cayo Lara (IU) y Laia Ortiz (IC-Verds), representantes de dos grupos políticos que ya en su momento criticaran duramente aquellas dos medidas, volvieron a manifestar su desacuerdo con esas «normas retroactivas que afectan al sector fotovoltaico» y se mostraron además explícitamente dispuestos «a reunir los apoyos necesarios para oponerse a la tramitación parlamentaria de una ley que contuviera tasas inconstitucionales que gravaran la generación de energía solar fotovoltaica» (el gobierno está estudiando una tasa al kilovatio generado que presumiblemente afectaría a todos los kilovatios, independientemente de si son limpios –solar, eólica– o sucios, como el nuclear, el de gas natural o el de carbón). También crítico con los vaivenes regulatorios de los últimos meses se ha mostrado UPyD, que reclamara el pasado cuatro de julio «seguridad jurídica» para el sector.

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Fotovoltaica

La Asociación Nacional de Productores e Inversores de Energías Renovables (Anpier) acaba de difundir una nota de

prensa en la que asegura que la secretaría de Sostenibilidad del Partido Socialista Obrero Español, con cuyos responsables se ha reunido, «reconoce que los dos reales decretos que aprobó el Gobierno Zapatero contra el sector fotovoltaico fueron un error». Según Anpier, la aprobación de estas dos medidas supuso unos «ajustes retroactivos» que se tradujeron en «una pérdida media de un 30%» para las instalaciones fotovoltaicas «de miles de pequeños productores de energía».

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Fotovoltaica

Así las cosas, el presidente de Anpier, Miguel Ángel Martínez-Aroca ha declarado que, dada «la inexistencia actual de decisiones definitivas alcanzadas por el ejecutivo» –Martínez-Aroca se reunió ayer con los responsables de Ministerio de Industria, Energía y Turismo–, dado el reconocimiento por parte del Partido Socialista de que las modificaciones introducidas fueron un error y dado asimismo el rechazo a aquellas medidas explicitado por otras fuerzas políticas, «es urgente restablecer la legalidad, ya no sólo para 55.000 familias productoras de energía fotovoltaica, sino para el desarrollo de la energía renovable en España y para la credibilidad de nuestro país en el mundo». En Anpier, asegura Martínez-Aroca, «tenemos ahora la seguridad de que, sumando voluntades, se pueden sentar las bases de un nuevo modelo energético sostenible, eficiente y transparente, que contribuya al desarrollo y al bienestar social». El comisario europeo de Energía, Günther Oettinger, que se reunió con Anpier a principios de julio, ya señaló entonces que resultaba «esencial que España recuperara la confianza de los inversores con un marco legal que no contemple regulaciones retroactivas, como lo ha sido el RD 1565/2010 y el RDL 14/2010».

Miguel Ángel Martínez-Aroca

E l contrato incluye hasta 14 años de mantenimiento preventivo, disponibilidad

de personal las 24 horas, garantía de disponibilidad de la máquina, acceso a la atención remota y al almacén de repuestos

de emergencia en Suecia, dedicado exclusivamente a clientes con contrato de mantenimiento.

En concreto se trata de las plantas Solnova 1, 3 y 4, en Sanlúcar la Mayor (Sevilla), con una potencia total de 150 MW; Helioenergy I y II, en Écija (Sevilla), que suman entre las dos 100 MW; Solacor 1 y 2, en Córdoba, con una potencia total de 100 MW; Solaben 1, 2, 3, y 6, en la provincia de Cáceres, que suman 200 MW de potencia; y Helios I y II en Ciudad Real con una potencia de 100 MW.

«Entre las principales ventajas de la turbina SST-700, se encuentra su diseño compacto, la facilidad que ofrece para la instalación y mantenimiento, su amplio rango de aplicación y su alta fiabilidad, disponibilidad y eficacia. Todo ello, la hace especialmente indicada para plantas termosolares», afirma Siemens en un comunicado.

«Las turbinas de vapor forman parte del portfolio medioambiental de Siemens. En el ejercicio fiscal 2011, los ingresos derivados de este portfolio alcanzaron los 30 mil millones de euros, lo que hace de Siemens el proveedor más grande del mundo en tecnologías ecoeficientes».

A lo largo del pasado año los productos de Siemens permitieron a sus clientes –señala la empresa– «reducir sus emisiones de dióxido de carbono (CO2) en alrededor de 320 millones de toneladas, una cantidad igual a las emisiones anuales totales de CO2 de Berlín, Delhi, Hong Kong, Estambul, Londres, Nueva York, Singapur y Tokio».

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Termosolar

A bengoa ha adjudicado a Siemens un contrato para el mantenimiento preventivo a

largo plazo (LTP) de 13 turbinas de vapor modelo SST-700 para las plantas termosolares que la compañía andaluza tiene actualmente en operación o en fase de construcción en España.

La industria termosolar tiene una cita los días 13 y 14 de noviembre en Sevilla con la 6ª Cumbre

Internacional de Concentración Solar Termoeléctrica, CSP Today Sevilla, en la que delegaciones internacionales de los mercados más prometedores ya han confirmado asistencia. El evento se completa con las visitas a las plantas Gemasolar y Palma del Río II y la 4ª entrega de premios CSP Today.

España es actualmente el líder absoluto en termosolar con una capacidad de energía de aproximadamente 1330 MW y más de 20 años de experiencia en investigación y desarrollo.

Pero a pesar de este potencial para la expasión, la CSP se enfrenta a tiempos difíciles debido a las turbulencias económicas, la bajada de precios de otras fuentes de energía o los cortes drásticos en los subsidios. Todos estos ingredientes han propiciado que la termosolar se rodee de un ambiente de incertidumbre.

Sin embargo, la termosolar ha llamado la atención de los mercados internacionales dispuestos a invertir en esta tecnología. Argelia, Australia, China, Egipto, México o Arabia Saudí ya se han lanzado a la aventura termosolar. Además otros países como Chile, Israel e Italia han empezado a trabajar en la legislación necesaria para apoyar el desarrollo termosolar.

La industria ha empezado a darse cuenta de que se trata de un momento de ‘ahora o nunca’ para la termosolar y el 2012 es el año para reaccionar y acelerar la evolución de la industria a través de la diversificación y la penetración en otros mercados.

La 6ª Cumbre Internacional de Concentración Solar Termoeléctrica en Sevilla presta una especial atención a la diversificación, nuevas tecnologías y los mercados más lucrativos.

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Termosolar

E spaña es actualmente el líder absoluto en termosolar con una capacidad de

energía de aproximadamente 1330 MW y más de 20 años de experiencia en investigación y desarrollo.

El evento, conocido como CSP Today Sevilla, tendrá lugar los días 13 y 14 de noviembre.

Este año por primera vez contamos con la visita de delegaciones internacionales provenientes de los mercados emergentes formadas por representantes gubernamentales y empresas locales.

Algunos de los asistentes ya confirmados son: Departamento de Energía, Eskom y SASTELA representando a Sudáfrica; el ministro de Energías Renovables, Godawari Green y FAST de la India; y la División de Energías Renovables del Ministerio junto con representantes del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) de Chile.

Además, veteranos de la industria como Valeriano Ruiz, Luis Crespo, Michael Geyer, José Alfonso Nebrera, Eduardo Zarza, Nikolaus Benz, Florian Klein y Santiago Arias nos acompañarán en los debates.

La lista de ponentes incluye a las empresas e instituciones líderes de la CSP, entre ellas: Acciona, Abengoa, ACS Cobra, Schott, Torresol Energy, ESTELA, CIEMAT, CENER, DLR y the Energy Unit of the European Commission.

Junto a ellos más de 700 asistentes del ámbito financiero, gubernamental y asociaciones debatirán sobre la situación de la CSP en Sevilla.

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Termosolar

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NOVEDADES EDITORIALES RENOVETEC:

PLANTAS TERMOSOLARES DE TORRE CENTRAL

Un libro eminentemente práctico y gráfico, que analiza las centrales solares termoeléctricas de torre central, con almacenamiento térmico y con generación directa de vapor.

El nuevo libro editado por RENOVETEC dedicado a las centrales termosolares de torre central responde a la necesidad de conocer más y mejor la tecnología empleada en este tipo de centrales, que por su

flexibilidad, rendimiento, y capacidad de almacenamiento están desbancando a las centrales termosolares de concentrador cilindroparabólico.

Editado en color, cuenta con un excelente material gráfico de apoyo a

las explicaciones. A lo largo de sus más de 300 páginas en color

detalla los principios de funcionamiento, el campo solar de heliostatos,

el receptor central, el sistema de almacenamiento térmico, el ciclo

agua-vapor, la turbina de vapor y los sistemas auxiliares de la planta.

E sa subvención –el denominado incentivo a la inversión– puede representar en

algunos casos el 25% de la inversión, según Protermosolar.

Desde que estallara la crisis, en 2008, los ciclos combinados de gas le han levantado a la tarifa más de 2.000 millones de euros por ese concepto. Más aún: «este coste, además, se incluye en el término de energía y no aparece como coste regulado, por lo que está pasando inadvertido al hablar del déficit». Según información de la propia patronal del sector gasístico (Asociación Española del Gas, Sedigas), «en la primera quincena del mes de marzo de 2002, Gas Natural SDG sincronizó por primera vez su grupo generador de 400 MW de San Roque (Cádiz) con la red eléctrica nacional, produciendo los primeros kilovatios de electricidad en España en una central específica de gas natural, con la tecnología de ciclo combinado». Pues bien, desde ese mes de marzo y hasta el día de hoy, en España han sido construidos 67 grupos de ciclo combinado (el dato es de Sedigas), con una potencia conjunta de, según Red Eléctrica de España, 27.123 MW.

Según Protermosolar, «con subvenciones parecidas, algunas renovables tampoco necesitarían primas».

No tiene sentido subvencionar un combustible fósil, contaminante, del que España es dependiente en un 99,5% y encima subvencionarlo doblemente, por un lado el pago por capacidad de centrales de ciclo combinado que están paradas (la potencia instalada en España es muy superior a la necesaria por la cabezonería de las grandes eléctricas, en especial Iberdrola) y que tenemos que pagar los consumidores por fallo en el modelo de negocio de las grandes eléctricas y por otro lado subvencionar la construcción de

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Termosolar

La auténtica burbuja energética de este país son los ciclos

combinados (centrales térmicas que queman gas para producir electricidad). Lo dice Protermosolar, la patronal del sector termosolar español, que difundió un comunicado en el que denuncia que las térmicas de gas, «además del pago por disponibilidad, disponen de una subvención llamada 'incentivo a la inversión', que ha sido de 20.000 €/MW/año durante diez años». Ese incentivo suma más de 2.000 millones de euros desde que estallara la crisis, en 2008.

las centrales reflejándose el precio en la parte del kilowatio que pertenece a la energía (diferenciar energía y costes regulados).

Dependientes de naciones como Nigeria, Argelia, Catar y Egipto

La patronal termosolar española difundió ese comunicado como respuesta a la visita que hicieran a la Comisión Europea los directores de regulación de Endesa, Iberdrola y Gas Natural Fenosa, que viajaron a Bruselas «acompañados por el presidente de Unesa» (la gran patronal eléctrica). Según Protermosolar, la comitiva cursó esa visita «en un desesperado intento de que Bruselas secunde la reducción de los apoyos a las renovables en España y se mantengan los privilegios de que gozan las eléctricas desde hace tantos años en nuestro país». Entre otras muchas cosas, la patronal renovable señala en su comunicado que, del coste de cada kWh que generan los ciclos combinados, el 80% se va fuera del país. Y es

que el 99,5% del gas que consume España llega de otras naciones. Más concretamente, y según Sedigas, en 2011, el 82% del gas llegó aquí procedente de seis países: Argelia (36,7%); Nigeria (18,5%); los países del Golfo (Catar y Omán: 13,3%); Trinidad y Tobago (7%); y Egipto (6,5%).

Además, Protermosolar añade en su comunicado las siguientes reflexiones:

El negocio regulado, es decir, el que causa contablemente el déficit de tarifa, es donde las eléctricas tienen mayores beneficios y el que más ha crecido en los últimos años, de lo cual hacen incluso gala en las presentaciones de resultados a sus accionistas. Los beneficios de esa parte de su negocio en todo este periodo de acumulación del déficit han sido mayores que las primas recibidas por las renovables y, sin duda, una moderación de los mismos hubiese permitido tener un déficit mucho menor en estos momentos.

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Termosolar

Incomprensiblemente todavía, no se ha efectuado la liquidación final de los costes de transición a la competencia (CTCs) cobrados por las eléctricas en aquel pingüe negocio en el que convirtieron el cambio de modelo de mercado. Según ciertas estimaciones, las compañías eléctricas deberían devolver más de 3.000 millones de euros, lo cual, sin duda, aliviaría el déficit.

Los derechos de emisión gratuitos internalizados en el precio del pool se minoraron de la retribución en el periodo 2006-2009 pero no posteriormente, ni tampoco en 2005. La cuantía pendiente de regularización sería superior a 4.000 millones de euros, que también contribuirían a reducir el déficit significativamente.

Al igual que se justifica para las renovables, se podría aplicar la doctrina del Supremo de «beneficio razonable» a las centrales prácticamente amortizadas (nucleares e hidráulicas) que, con muy pequeños costes variables, se aprovechan de la subida de los precios del pool. Una rigurosa auditoría de costes demostraría el elevadísimo margen con el que vienen operando desde hace años y se podrían establecer mecanismos por los que dicho margen se aplicara a reducir el déficit acumulado y futuro.

Los ciclos combinados, auténtica burbuja energética de este país, además del «pago por disponibilidad» disponen de una subvención llamada «incentivo a la inversión», que era de 20.000 €/MW/año durante 10 años y que el anterior ministro, Miguel Sebastián, elevó a 26.000 €/MW/año momentos antes del cambio de gobierno. Esta subvención puede representar en algunos casos el 25% de su inversión. Este coste, además, se incluye en el

término de energía y no aparece como coste regulado, por lo que está pasando inadvertido al hablar del déficit. Con subvenciones parecidas, algunas renovables tampoco necesitarían primas.

En el escalafón de empresas que más primas a las renovables han recibido figuran empresas eléctricas cuyas opiniones sobre la razonabilidad o no del marco regulatorio dependen de su posicionamiento particular y circunstancias temporales para cada tecnología.

El comunicado de Protermosolar concluye así:

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Termosolar

«S abemos que la apuesta de la Unión Europea es

muy fuerte a favor de las renovables, y en particular de la energía solar, que en sus formas de conversión, fotovoltaica y termoeléctrica, contribuirá en el futuro, desde los países del Sur, a una buena parte de las necesidades energéticas de la UE. El cambio de modelo energético es irreversible aunque las eléctricas traten de frenarlo para defender la situación de privilegio que llevan disfrutando en nuestro país desde hace tantos años, sin importarles que s igamos manten iendo la dependencia energética, el déficit comercial con el exterior y que se perjudique a una industria que puede proporcionar al país empleo, independencia energética y expansión internacional».

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El sector eléctrico de las energías renovables, paralizado por la moratoria del RDL 1/2012, no podrá soportar nuevas tasas y se verá

abocado con sus más de 111.000 trabajadores a la deslocalización o la desaparición. De llevarse a cabo la reforma del sector energético en los términos divulgados por la prensa, el Gobierno pondrá en serio peligro un sector en el que hasta hace poco España era líder mundial, incumplirá los objetivos de energías renovables comprometidos con Europa, incrementará nuestra ya alta dependencia energética e impedirá que nuestro país aproveche uno de los mercados de mayor crecimiento mundial. En definitiva, los impuestos anunciados llevarán a la práctica destrucción del sector español de renovables.

Las medidas anunciadas, que se pondrían en marcha con la reforma energética, prevén la creación de impuestos específicos para las energías renovables eléctricas que gravarían en 1.180 millones de euros anuales adicionales al sector. Un sector, muy castigado ya por los recortes retroactivos de 2010 y la moratoria de enero de 2012, que vería cómo los nuevos impuestos darían al traste con el esfuerzo, público y privado, de los últimos treinta años, que permitieron a nuestro país liderar a nivel mundial el sector renovable. En sólo cinco años, España ha caído del primer al decimotercero puesto en el listado de Ernst & Young de países más atractivos para invertir en energías renovables.

Retroactividad, inseguridad jurídica y discriminación Las principales asociaciones del sector se han manifestado ya contra lo que consideran medidas claramente retroactivas y han pedido el máximo respeto a la seguridad jurídica. De materializarse las medidas anunciadas, las tecnologías renovables verán aumentados sus gravámenes hasta situaciones absolutamente insostenibles y se vulnerará además el principio de rentabilidad razonable recogido en la Ley del Sector Eléctrico. Esto hará que crezcan exponencialmente las reclamaciones judiciales y que se multipliquen los numerosos contenciosos que tendrá que afrontar el Gobierno español, tanto en nuestro país como en las cortes internacionales.

Por otro lado, el efecto de las medidas y el cambio de las reglas del juego con carácter retroactivo aumentarán el descrédito de nuestro país entre los inversores, tanto nacionales como extranjeros, y ahuyentará los capitales, tan necesarios para la recuperación económica.

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N uevos impuestos tendrán efectos devastadores para el sector de las

energías renovables.

111 .000 empleos en peligro por la paralización del sector.

L a inseguridad jurídica y la retroactividad multiplicarán los contenciosos con el

Gobierno.

Las tasas anunciadas a las energías renovables eléctricas serán claramente discriminatorias con respecto a las tecnologías del régimen ordinario. Estas últimas podrán trasladar las tasas al precio del pool y no tendrán efecto en sus cuentas de resultados (aunque sí en el déficit de tarifa, que seguirá aumentando si no se incrementan las tarifas), mientras que las tasas al régimen especial tendrán que ser soportadas directamente por los productores.

El Gobierno, consciente de que está realizando una expropiación de derechos, compensa al régimen ordinario aumentando la vida de sus concesiones hidráulica y nuclear. No actúa con el mismo rasero con las renovables, para las que no arbitra compensación ni justiprecio alguno.

La disminución agregada de los ingresos, por los recortes retroactivos y los nuevos impuestos, vulnera totalmente el principio de rentabilidad razonable de las inversiones y hará que decenas de empresas vayan a la quiebra y se pongan en serio peligro los 111.000 empleos del sector de las energías renovables.

En definitiva, un impuesto a la generación tendrá efectos devastadores para el sector de las energías renovables, ya que impedirá a muchas empresas cumplir con sus obligaciones financieras y las llevará a entrar en pérdidas, lo que derivará en la destrucción masiva de empleo y en la práctica desaparición del sector de renovables.

Los nuevos impuestos impedirán ahorros aún mayores

El Gobierno no parece haber atendido la denuncia efectuada por la Comisión Europea a finales de mayo, en la que criticaba duramente la moratoria renovable, que impedirá a España cumplir con sus compromisos obligatorios

europeos y aumentará nuestra dependencia energética, en torno al 80%, muy por encima de la media europea, cifrada en el 54%. La paralización del sector impedirá aprovechar un mercado global creciente: las inversiones anuales en renovables aumentaron un 32% en 2010 y un 17% en 2011.

La apuesta por las energías renovables, como recomienda la Unión Europea y llevan a cabo la mayoría de países desarrollados, reportaría a España más ahorros que los impuestos que ingresarán las tasas previstas. Así, el Plan de Energías Renovables 2011-2020, elaborado por el IDAE, cifra en 29.085 millones de euros los ahorros que las energías renovables podrían suponer para nuestro país, cantidad superior en 4.300 millones de euros a los costes del Plan (primas incluidas). La paralización del sector evitará estos ahorros, que los consumidores tendrán que pagar mediante el consumo de petróleo y gas natural, y que España deje de ser uno de los países con mayor dependencia energética de las importaciones.

Los grandes problemas quedan sin resolver

Los grandes problemas de nuestro sistema eléctrico (alta dependencia de importaciones, falta de competencia, opacidad en la facturación,…) siguen sin resolverse y no existe en España una planificación energética a largo plazo, algo que el sector renovable viene reclamando desde hace años.

La paralización definitiva del sector nacional de las energías renovables eléctricas, cuyo futuro es incierto por la moratoria y su presente deficitario si los nuevos impuestos terminan por imponerse, hará que nuestro país se sitúe una vez más en la cola de uno de los mercados

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de mayor crecimiento mundial. Las inversiones globales en energías renovables superan los 257.000 millones de dólares anuales.

España, que ha estado a la cabeza de esta nueva economía durante la última década acabará con un sector que ha costado más de treinta años desarrollar.

El sector de las energías renovables en su conjunto sigue abierto al diálogo con la

Administración y ofrece su total colaboración para trabajar en la búsqueda de soluciones para atajar el déficit de tarifa y colaborar con su mejor saber y hacer en el diseño del Proyecto de Ley de Reforma Energética, anunciado por la vicepresidenta del Ejecutivo para el segundo semestre de este año. El sector de renovables pide al Gobierno ser tenido en cuenta a la hora de diseñar el futuro energético de nuestro país.

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ASOCIACIONES QUE SUSCRIBEN EL PRESENTE COMUNICADO:

ACER – Asociación Canaria de Energías Renovables. ACLUXEGA – Asociación Cluster da Xeotermia Galega AEBIG – Asociación Española del Biogás AEMGA – Asociación de Energía Minieólica de Galicia AEPA – Asociación Eólica del Principado de Asturias AEVERSU – Asociación Empresarial de Valorización de R.S.U. AIFOC – Asociación de Instaladores de Energía Solar Fotovoltaica sobre Cubierta APPA – Asociación de Productores de Energías Renovables APREAN – Asociación de Promotores y Productores de Energías Renovables de Andalucía APUEE – Associació de Productors i Usuaris d’Energia Elèctrica AREMUR – Asociación Empresarial de Energías Renovables y Ahorro Energético de la Región de Murcia ASERMA – Asociación Española de Gestores de Biomasas de Madera Recuperadas ASIT – Asociación Solar de la Industria Térmica AVAESEN – Asociación Valenciana de Empresas del Sector de la Energía AVEBIOM – Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa CLUSTER RICAM – Cluster Empresarial de las Energías Renovables, el Medio Ambiente y los Recursos Hídricos de Canarias DONOSTIA SUSTAPENA - Cluster de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Donostialdea EGA – Asociación Eólica de Galicia EOLICCAT – Associació Eòlica de Catalunya GIWATT – Asociación de Productores Hidroeléctricos de Guipúzcoa PROTERMOSOLAR – Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica SOLARTYS – Asociación Española para la Internacionalización y la Innovación de las Empresas Solares UNEF – Unión Española Fotovoltaica.

El informe de la OECD 'El impacto en el empleo de la transición hacia una economía baja en carbono y

eficiente', presentado recientemente en Bruselas y del que se hace eco la Fundación Biodiversidad, pone de relieve ese cambio de modelo, y lleva al organismo europeo a recomendar a los miembros de la UE a invertir en la eco-innovación y en la difusión de tecnologías verdes para impulsar la creación de empleo.

Solo el desarrollo del sector de las energías renovables, dice la OECD, sería responsable de tres millones de nuevos puestos de trabajo, mientras que la aplicación de las medidas de eficiencia energética acordadas en el seno de la Unión Europea crearía otros dos millones, de aquí a 2020.

Así lo expuso durante la presentación del informe el comisario europeo de Empleo y Asuntos Sociales, Laszlo Andor, quien ha pedido a los Estados miembros que tomen medidas para explotar el potencial de la «economía verde».

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Mi entras que en España el ministro Soria afirma que no es tiempo para las

renovables, la Organización Europea para la Cooperación y el Desarrollo (OECD) advierte de un cambio en la composición sectorial del empleo durante la próxima década, con un aumento significativo de los puestos de trabajo…. ¿Adivinan en qué sector? Pues sí, en el de las energías renovables.

L as posibles tasas planteadas para las renovables, que ya soportan diversos

recortes retroactivos desde 2010, supondrán la quiebra de numerosas empresas y un posible agravamiento de los problemas de financiación de la banca española, asegura APPA en un comunicado. Nucleares y grandes hidráulicas, que también soportarán tasas específicas, serán compensadas con alargamiento de la

vida útil de las instalaciones y renovación de las concesiones. De acuerdo con APPA, estas compensaciones supondrán más de 60.000 millones de euros de facturación para las grandes eléctricas, cifra que excede, con mucho, los recortes anunciados a estas tecnologías.

Todas estas medidas, adelantadas por el ministro Soria en los medios de comunicación y que serán previsiblemente aprobadas en un próximo Consejo de Ministros, resultan claramente discriminatorias para las energías renovables, dice la asociación.

Estas tecnologías, que soportan recortes retroactivos a su producción desde el año 2010 por la que existen numerosas reclamaciones judiciales, nacionales e internacionales, verán aumentados sus gravámenes hasta una situación absolutamente insostenible. Para los proyectos recientes con alto grado de apalancamiento, supondrán un grave perjuicio económico que llevará a la quiebra a numerosas empresas.

Ganan los de siempre

Nucleares y grandes hidráulicas, según las palabras del ministro Soria, aumentarían la vida útil en diez y veinte años respectivamente a cambio de las tasas impuestas, lo que supone un mínimo de 60.000 millones de euros de facturación para las empresas propietarias en este tiempo. Este volumen de negocio excede ampliamente los recortes anunciados para estas tecnologías, afirma APPA.

En cuanto a los proyectos renovables que se hayan financiado según la modalidad de project finance, que otorgan al propietario la posibilidad de devolverlos a la entidad financiadora, las nuevas tasas contempladas

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La Asociación de Productores de Energías Renovables denuncia una grave discriminación hacia

estas tecnologías en la nueva regulación eléctrica que prepara el Gobierno y asegura que la compensación a nucleares e hidráulicas mediante ampliación de su vida útil y las concesiones hace que en esta nueva regulación unos ganen y otros pierdan.

por Industria hará que los proyectos con pérdidas puedan agravar los problemas de financiación de la banca española.

APPA considera, asimismo, que las medidas barajadas no resuelven los graves problemas de nuestro sistema eléctrico: alta dependencia de las importaciones, sistema de tarifas opaco, falta de competencia,… y vuelven a dejar de manifiesto las políticas improvisadas que han caracterizado al Ministerio de Industria desde hace años.

En palabras de la asociación, las recomendaciones realizadas a finales de mayo por el Consejo Europeo a España, en las que señalaba los excesos retributivos a nucleares y grandes hidráulicas y la falta de competencia como origen del déficit tarifario, no han calado en Industria, dado que el ministro Soria sigue culpando injustificadamente a las renovables de la creación del déficit tarifario en sus declaraciones.

El Consejo Europeo señalaba en su comunicación que la actual moratoria a las energías renovables impediría a España alcanzar sus objetivos vinculantes para 2020 y mantendría una dependencia energética de las importaciones muy superior a la media europea.

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«Estamos en contra de nuevos gravámenes a las energías renovables que, en todo caso, debería aplicarse sobre los beneficios obtenidos. La nueva regulación beneficia claramente a aquellas centrales que ya están amortizadas y condenan definitivamente al sector renovable –ha señalado José Miguel Villarig, presidente de APPA–. No era suficiente con una moratoria a las energías renovables, condenando nuestro futuro, sino que también se contemplan gravámenes adicionales a los recortes retroactivos, acabando con nuestro presente».

«El discurso del ministro parece ignorar que en el año 2008, cuando las primas comienzan a tener importancia, el déficit tarifario ya superaba los 15.000 millones de euros», ha concluido Villarig.

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 en general. Curso 100% práctico.

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.