ENTREVISTAS

José Miguel Sánchez Rey y José Alberto Amador Muñoz (Eficae Soluciones): “Proceder a llevar a cabo un proyecto de autoconsumo hoy es más rentable que esperar a la consecución de una ayuda”

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Parte del equipo del proyecto Montijo 2020

Entrevista con
José Miguel Sánchez Rey y José Alberto Amador Muñoz
Eficae Soluciones

¿En qué momento se encuentra el proyecto empresarial de Eficae Soluciones y cuáles son los principales proyectos en los que habéis participado en los últimos años?

El proyecto se encuentra igual que el sector, en un momento bonito en el que, las cosas no dejan de ser difíciles, pero que estamos disfrutando mucho, sin lugar a dudas gracias al equipo que se ha creado con el que nos enfrentamos sin miedo a cualquier proyecto. En la actualidad Eficae Soluciones se ha convertido en grupo empresarial contando con otras 3 nuevas sociedades que nos permiten destinar el 100% de los recursos de las mismas a su actividad específica, desde la consultoría de eficiencia energética, los servicios de oficina técnica de ingeniería especializada en energías renovables, los proyectos de inversión en planta fotovoltaicas y el desarrollo tecnológico a medida en el ámbito de la monitorización y gestión energética.

Hasta la fecha hemos participado en el desarrollo de más de 700 MWp de potencia en plantas de conexión a red y de 65 MWp de autoconsumo fotovoltaico que han permitido que nuestros clientes reduzcan uno de sus principales costes operativos, la energía y por ende sean más competitivos en un momento en el que el mercado energético genera mucha incertidumbre.

¿El proyecto de Mi.Luz en qué fase de desarrollo comercial está y cuál va a ser su recorrido?

Como avanzaba, Mi.Luz se ha integrado como servicio principal dentro de una nueva sociedad (Eficae Iotech S.L.). A día de hoy podemos decir que Mi.Luz se convirtió en una realidad y que es un servicio en explotación mediante el cual ofrecemos soluciones de monitorización energética a medida principalmente para el sector servicios e industrial. Hemos alcanzado un nivel tecnológico que nos permite emplear nuestro sistema en cualquier ámbito gracias a la variedad de metodologías de comunicación implementadas (WiFi, GSM, Modbus, Bluetooh, LoRa…).

El objetivo de Mi.Luz es su integración en todos los elementos de la cadena de valor del sector energético, generación, transporte, distribución y consumo para una verdadera digitalización del sistema eléctrico pero para eso hay que iniciaremos el camino desde los extremos de la cadena.

¿Los clientes extremeños, tanto particulares como empresariales, están cada vez más concienciados de la importancia de la eficiencia energética y el autoconsumo?

Sí, se ha notado que el mensaje ha calado en los últimos años, se aprecia no solo en el interés que muestran los clientes sino en el dinamismo de un sector donde cada vez somos más empresas y hay más opciones. Sin embargo, puede que el mensaje no se vea hoy de la mejor forma posible. El hecho de que la mayor parte de las instalaciones puedan ser objeto de apoyarse en algún tipo de ayuda pública hace que muchas personas no centren sus ojos en lo que realmente supone una mejora de la eficiencia energética o el autoconsumo que no es más que una inversión segura ya que cada kWh ahorrado se traduce en dinero no gastado y, en ocasiones, proceder a llevar a cabo el proyecto hoy es más rentable que esperar a la consecución de una ayuda.

¿A la hora de encarar un proyecto de eficiencia energética o autoconsumo lo que más valora el cliente es el ahorro final que va a conseguir y si la inversión la amortiza en pocos años?

Efectivamente, el cliente prima la economía del proyecto y por ello desde Eficae recomendamos siempre hacer un buen estudio técnico-económico del mismo con el que podamos valorar realmente cuál es la necesidad del cliente y el óptimo económico sin obviar ningún parámetro como la calidad de los equipos y de la instalación de los mismos. Es importante no solo pensar en lo que cuestan las cosas hoy sino en lo que costarán año tras año y recordemos que, por ejemplo, en el caso del autoconsumo, estas instalaciones deberían darnos servicio durante al menos 25 años según lo que indican los fabricantes por lo que la calidad debería tener un mayor valor en el proceso de decisión.

Hay algo que no se suele decir pero que es fundamental tener en cuenta y es lo siguiente: “El autoconsumo es un traje a medida y para que nos siente bien tendrán que cogernos las medidas y hacer un buen trabajo en la sastrería. A veces no a todos nos sienta bien un traje y si es así, no lo compremos”.

Gonzalo Martín (Protermosolar): “Sería  deseable la integración de tecnología fotovoltaica en las centrales termosolares”

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Entrevista con
Gonzalo Martín
Secretario General de Protermosolar

Protermosolar ha presentado un completo estudio sobre la importancia económica que tendría el desarrollo de proyectos termosolares en el PNIEC. ¿Cuáles son sus principales conclusiones?

Este estudio pretende dotar de una visión más completa al análisis de las tecnologías renovables, cuyo fin no es únicamente generar energía libre de emisiones, sino integrarse en el emplazamiento donde se ubica, generando empleo y riqueza local. El estudio concluye que la tecnología termosolar se ubica en zonas menos industrializadas que la media nacional, con mayores tasas de desempleo y menores renta per cápita, por tanto, su contribución es aún mas importante para evitar la despoblación de determinadas áreas de Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha.

En concreto, termosolar genera un 33% de empleos más por cada MW instalado que la media de las tecnologías renovables, siendo principalmente local. No únicamente gracias a las personas que operan y mantienen las plantas, sino a la cadena de suministro que genera en la zona. Las 49 plantas en operación generan más de 6.000 empleos totales (directos, indirectos e inducidos).

También concluye que la tecnología termosolar aporta al PIB tres veces más por cada MW que el impacto medio del total de energías renovables, esta contribución supera los incentivos recibidos.

Adicionalmente, el estudio aplica la misma metodología de impacto en PIB y en empleos no sólo para las plantas en operación, sino también para una potencial modificación que permita instalar o ampliar el almacenamiento en algunas de dichas plantas, y por supuesto también calcula estas métricas para el cumplimiento del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

En definitiva, el estudio concluye que la termosolar, además de su contribución eléctrica de carácter nocturno, es una tecnología que genera mucha riqueza en la zona donde se ubica.

¿Existe voluntad real por parte de la Administración de apostar por esta tecnología vía subastas  e interés real de las empresas por invertir de nuevo en proyectos de este tipo?

La voluntad ha de materializarse en acciones concretas. Por parte del Ejecutivo, se ha publicado el PNIEC que incluye 5 GW de nueva termosolar, respecto a los 2,3 GW existentes. Sin duda, sería un camino suficiente para probar el nuevo funcionamiento termosolar – que no es otro que la generación nocturna, desacoplada de la diurna donde la energía fotovoltaica es muy competitiva mientras el Sol brilla.

Además, la recién aprobada Ley de Cambio Climático refuerza los objetivos del PNIEC y lo establece como la herramienta de planificación energética nacional.

Es decir, a priori, hay una voluntad por parte de la Administración. Es más, el año 2021 va a suponer el punto de inflexión en el desarrollo termosolar mundial. La industria internacional mira con mucha atención al caso español, que deslumbró a todos hace unos años con el mayor despliegue termosolar jamás visto, que fue abruptamente interrumpido y bloqueado hasta ahora. Muchos países que tenían ambiciosos planes termosolares los han reducido preguntándose qué habría pasado en España. Los resultados de la subasta de este año marcarán el porvenir de la tecnología en otros países que nos miran atentamente tras el anuncio de instalar 5 GW hasta 2030.

La herramienta principal de la Administración para implementar estos planes son subastas reservando determinada capacidad para algunas tecnologías. Así, se garantiza una senda de crecimiento de tecnologías que pueden ofrecer otros productos o servicios diferentes a una generación únicamente cuando el recurso primario (sol o viento) está disponible. De esta manera, se permitirá una descarbonización completa del sistema eléctrico, proveyendo de respaldo renovable tanto a fotovoltaica como a eólica cuando no funcionen.

Desde el sector termosolar estamos mirando las subastas con cierta preocupación. Las subastas deben garantizar dos cosas: (i) una perspectiva sólida de crecimiento que permita afianzar a las empresas para diseñar sus planes de negocio a varios años vista y (ii) unos parámetros de subasta que busquen cada tecnología aporte al sistema eléctrico lo que más necesite.

En este sentido, el calendario de subastas a cinco años únicamente garantiza 600 MW de un total de 5.000 MW en los próximos diez años. Un 12% en la mitad del período. Obviamente no son números optimistas y, aunque este calendario únicamente es un mínimo, si es cierto que genera cierta desazón en las empresas al pensar que el PNIEC podría no llegar a cumplirse.

En este punto es necesario recordar que el PNIEC hizo un estudio de un óptimo de mix energético contando con esos 5 GW de termosolar – así como otros tantos hidráulicos o de biomasa. Reducir la potencia de una tecnología podría distorsionar el funcionamiento del mix en 2030, por ejemplo, provocando más vertidos de los asumibles si se reemplazan tecnologías gestionables por intermitentes.

El segundo aspecto importante son los parámetros de la subasta. La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA por sus siglas en inglés) en un informe de costes publicado este mismo año, indicaba que fotovoltaica y termosolar, en 2010, estaban en niveles de costes muy parejos, incluso termosolar ligeramente más económica. Sin embargo, fotovoltaica ha reducido sus costes más de un 85% en la última década frente a un 68% termosolar. Por tanto, mientras el sol brilla, a día de hoy, fotovoltaica es más barata que termosolar.

Es decir, no tiene sentido que termosolar opere durante el día – ya que es más económico hacerlo con fotovoltaica. Termosolar es la renovable más barata para generar durante toda la noche y la subasta así debe exigirlo. Subastas que permiten a termosolar solaparse durante el día con fotovoltaica – a un coste diurno superior- no son adecuadas.

Las subastas deberían restringir el funcionamiento termosolar a una ventana de generación que empiece en el atardecer – con la temida curva de pato- y finalice al amanecer del día siguiente. En esta ventana de operación restringida, no debería aplicarle ninguna exposición a mercado – o una mínima- ya que, pese a que sea una tecnología gestionable, su perfil de operación no debe ser buscar picos de demanda sino garantizar una carga base nocturna renovable.

Respecto a las empresas, sí que hemos detectado mucho interés, tanto de empresas nacionales como extranjeras. Sin embargo, absolutamente todas han mostrado su preocupación a los aspectos indicados arriba acerca de un correcto diseño de los parámetros de subasta y a otro adicional, los problemas para obtener un punto de acceso y conexión. Si bien, desde el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITERD) se están realizando determinadas acciones para descongestionar este asunto, siguen siendo insuficientes para permitir un desarrollo renovable ordenado. Tecnologías renovables gestionables, cuyo perfil de operación ha de ser eminentemente nocturno deberían poder conectarse sin excesivos problemas a la red, ya que no son comparables a otras solicitudes para generar únicamente unas horas durante el día.

Extremadura es junto a Andalucía el territorio español que más proyectos termosolares dispone. ¿Qué hace falta para que nuevos proyectos termosolares se construyan en Extremadura?

Efectivamente, Extremadura dispone de 17 centrales termosolares en municipios como Logrosán, Navalvillar de Pela, Torre de Miguel Sesmero, Alvarado, La Garrovilla, Majadas, Olivenza, Orellana o Talarrubias. En estas ubicaciones la termosolar se erige como el motor económico de la zona, gracias a los impuestos locales recaudados que permitieron ciertas mejoras en esas poblaciones, el empleo cualificado creado y el efecto dinamizador en servicios auxiliares, hostelería, restauración, etc.

Los nuevos proyectos se pueden dividir en dos grandes categorías: instalar una planta completamente nueva, como parte de esos 5 GW del PNIEC, o también modificar una planta existente.

Para plantas nuevas, lo crítico son los puntos de acceso y conexión a la red eléctrica. Si bien existe la posibilidad de hibridar una planta existente con otra nueva, estaría limitada a la potencia del actual titular que son 50 MW, no permitiendo desarrollos mayores y más eficientes.

La otra vía de desarrollos consiste en modificar las centrales actuales. Por ejemplo, instalando sistemas de almacenamiento en aquellas centrales que no disponen de él, o ampliando el existente. Esta opción reutiliza la instalación existente maximizando el uso del punto de acceso, ya que amplía las horas de funcionamiento a una buena fracción de la noche. Es una de las opciones más interesantes para la descarbonización nocturna, por su inmediatez (apenas necesita autorizaciones administrativas), y coste. Sin embargo, a nivel regulatorio aún no está autorizada por el MITERD.

Otra modificación deseable sería la integración de tecnología fotovoltaica en las centrales termosolares, aprovechando terrenos adyacentes o incluso las propias balsas de agua que alimentan a las plantas. Esta fotovoltaica podría reducir los autoconsumos eléctricos de la central, y generar electricidad cuando la termosolar no está a potencia máxima (a primera hora de la mañana, en un día nublado o durante una parada).

Yann Dumont (Hybrex): “Los  15 aerogeneradores previstos en el proyecto de 2019 para Montánchez I se quedan en 10 y los de Montánchez II se han descartado por su cercanía al pueblo”

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Yann Dumont durante la presentación del proyecto a los vecinos de Montánchez

Entrevista con
Yann Dumont
Director General de Reolum y Portavoz de Hybrex

¿Qué relación tiene el proyecto Hybrex y Reolum con el presentado hace ya más de dos años por segunda vez  por el Instituto de Energías Renovables en Montánchez y su comarca?

El proyecto Hybrex está liderado por Reolum, una empresa especializada en el desarrollo integral de proyectos de energías limpias, que ha adquirido el proyecto iniciado por el Instituto de Energías Renovables presentado hace dos años. La intención de Reolum ha sido replantearlo con mejoras sustanciales procedentes de las alegaciones y sugerencias de los habitantes, asociaciones y otras partes implicadas en la zona que hemos estudiado a fondo.

Es un nuevo proyecto, integral, totalmente renovado, innovador con su apuesta por la hibridación de energía eólica y fotovoltaica gracias a las instalaciones de almacenamiento que incorporamos. También es innovador porque hacemos partícipes a los vecinos de la comarca de la transición energética en la que estamos inmersos con la financiación de instalaciones de autoconsumo que, gestionadas por comunidades energéticas, permitirán una rebaja del precio de la factura de la luz de al menos un 30 por ciento.

En cuanto a la instalación de aerogeneradores, que contó con una importante oposición vecinal en la zona, ¿cuáles son las principales diferencias técnicas y materiales entre el anterior proyecto y el presentado por Hybrex?

Las diferencias son muy importantes. En primer lugar, la reducción del número de aerogeneradores, que pasan de 38 en el anterior proyecto a solo 26, es decir un 32 % menos de un proyecto a otro. En el caso del término municipal de Montánchez la reducción es todavía mayor. El antiguo Montánchez II se ha descartado por su cercanía al pueblo y desaparecen por completo esos 7 aerogeneradores y de los 15 previstos en el proyecto de 2019 para Montánchez I se quedan en 10, es decir un 60% menos. En segundo lugar, es muy relevante la ubicación de estos ya que se han suprimido los más cercanos a la población y ahora desde el Castillo solo se verán en la lejanía la mitad superior de dos de ellos.

Desde el punto de vista de la potencial final del proyecto en MW, ¿será superior  a la del primer proyecto sumando la fotovoltaica?

Sí, la potencia instalada será mayor, pero con mucho menos impacto visual que era la principal y lógica preocupación de los montanchegos. En el caso de la eólica, la reducción del número de aerogeneradores se compensa con la instalación de máquinas más potentes pero con una altura similar a las previstas en el proyecto anterior. Son en total 110 MW eólicos y 120 MW fotovoltaicos que contarán con instalaciones de almacenamiento de energía que harán más eficientes sus vertidos a la red, maximizando la entrega de energía.

Desde el punto de vista de beneficios para la zona, ¿cómo se articularía la posibilidad de que particulares y empresas tuvieran un acceso más barato a la electricidad?

Gracias a las instalaciones de autoconsumo que va a financiar HYBREX y que gestionarán, como he dicho, las comunidades energéticas. Es un compromiso firme para lograr una reducción de la factura de la luz, que garantizamos será al menos del 30% durante 20 años.  

¿En qué fase de tramitación administrativa se encuentra el proyecto actualmente ante la Junta de Extremadura y los ayuntamientos correspondientes y qué plazos tienen como objetivo?

A finales de septiembre se han publicado en el DOE los Estudios de Impacto Ambiental de tres de los parques eólicos y se han abierto los correspondientes periodos de información pública. Proceso que se repetirá en las próximas semanas con el otro parque y las plantas fotovoltaicas. El objetivo de REOLUM es, si se cumplen adecuadamente, todos los plazos empezar a construir en septiembre de 2022.