La Junta convoca ayudas para municipios de menos de 20.000 habitantes para el desarrollo de infraestructura eléctrica con apoyo de las Diputaciones por valor de 2,92 millones

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La Junta de Extremadura ha vuelto a convocar ayudas para entidades locales para el desarrollo de la infraestructura eléctrica en los municipios de la provincia de Badajoz y Cáceres para los ejercicios 2019 y 2020, en colaboración con las Diputaciones de Badajoz y Cáceres. La Junta de Extremadura ha venido convocando en los últimos años una línea de ayudas destinadas a las entidades locales de la Comunidad Autónoma, encaminada a la creación, reforma o adaptación de las infraestructuras eléctricas necesarias para los servicios municipales y para el desarrollo de los planeamientos urbanísticos de los municipios de la Comunidad Autónoma de Extremadura.

Podrán ser objeto de subvención las siguientes actuaciones promovidas por los municipios y entidades locales menores solicitantes:

– En polígonos industriales: nuevas instalaciones eléctricas de distribución de alta y/o baja tensión destinadas a la dotación de suministro eléctrico a polígonos industriales, siempre que éstos sean promovidos y se encuentren en terrenos propiedad del solicitante. Podrán incluirse aquellas nuevas extensiones de red necesarias que, en aplicación de la normativa vigente del sector eléctrico, le corresponda realizar al solicitante.

Nuevas instalaciones eléctricas de distribución de alta y/o baja tensión destinadas a la dotación de suministro eléctrico al desarrollo urbanístico, siempre que éstos sean promovidos y se encuentren en terrenos propiedad del solicitante.

En dependencias municipales situadas fuera del suelo urbano, serán subvencionable las instalaciones eléctricas necesarias para dotar de suministro eléctrico en baja tensión a la dependencia, incluida la línea de distribución privada entre la caja general de protección y el cuadro general de mando y protección (CGMP) de la propia dependencia municipal, excluidos éste y el equipo de medida, según proceda.

Las instalaciones eléctricas de la dependencia municipal a electrificar, incluido el alumbrado interior normal o general, así como aquel otro (emergencia, señalización y de socorro) que, por la reglamentación sobre seguridad industrial, sea obligatorio en función del tipo de dependencia a electrificar. No serán subvencionables las instalaciones destinadas a alumbrado público, alumbrado ornamental, decorativo o similares, de escenarios, iluminación de fuentes y piscinas, las correspondientes a semáforos y balizas y receptores eléctricos de cualquier tipo, así como otros materiales no relacionados con las instalaciones eléctricas.

Sólo serán subvencionables aquellas instalaciones cuya inversión subvencionable sea superior a 10.000 euros y no superior a 100.000 euros, incluido IVA. Las instalaciones a subvencionar deben consistir o constituir una obra completa, o ampliación de una obra

existente con suministro eléctrico, y que por sí misma pueda ponerse en servicio. En ningún caso se subvencionarán fases sucesivas correspondientes a una misma instalación que no puedan ponerse en servicio independientemente.

Podrán solicitar, y en su caso obtener, las ayudas públicas contempladas todos aquellos municipios y entidades locales menores de las provincias de Badajoz y Cáceres cuya población, en el momento de presentación de la solicitud de subvención, sea inferior a 20.000 habitantes, y que pretendan realizar obras de electrificación de entre las especificadas en el artículo segundo.

La Junta de Extremadura aportará en cada una de las provincias un total de 650.000 euros en dos anualidades, mientras que cada diputación provincial aportará 812.500 euros.

La empresa extremeña Cambio Energético consolida su expansión con cuatro sedes más

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Ramón Domínguez, Director de Cambio Energético, con delegados de la compañía

La  empresa  extremeña  de  energías  renovables Cambio Energético celebra  su décimo aniversario  de actividad  con  la  apertura  de  cuatro  nuevas  delegaciones  en  Madrid Norte,  Zaragoza,  Málaga  y  Almería.

Cambio  Energético celebra  este  año  su  décimo  aniversario  en  plena  expansión comercial,  con  la  apertura  de  cuatro  nuevas  sucursales  que  se  unen  a  las  diez que ya  tiene  la  empresa  en  todo  el  territorio  nacional,  así  como  nuevas instalaciones dedicadas  a  logística  y  almacenamiento  en  su  sede  central  de  Coria  (Cáceres).

La  apertura  de  nuevas  sedes  demuestra  el  excelente  inicio  de  año  que  está viviendo  la  empresa,  con  unos  volúmenes  de  instalación  que  ya  han  alcanzado  el total  de  lo  instalado  en  2018,  lo  que  supone  en  conjunto  una  reducción  de emisiones  de  CO2  a  la  atmósfera  de  41800  toneladas.  El  plan  estratégico  de Cambio Energético  para  el  resto  de  2019  incluye  unos  objetivos  de  volumen  de  instalación fijados  en  10Mw  y  la  apertura  de  2  nuevas  delegaciones  más.

La  buena  marcha  de  Cambio  Energético  se  enmarca  en  el  contexto  de  excelentes previsiones  para  el  sector  fotovoltaico  en  nuestro  país  inaugurado  el  pasado  5  de abril  con  la  aprobación  de  la  nueva  normativa  nacional  de  autoconsumo fotovoltaico  y  los  planes  de  impulso  delineados  por  el  gobierno  tanto  para  la instalación  de  renovables  como  para  el  impulso  del  vehículo  con  energías alternativas  (VEA).

Luis Crespo (Protermosolar): “Los 6,7 GWh de capacidad de almacenamiento de nuestras termosolares podrían recoger los excesos de producción de las centrales eólicas y fotovoltaicas cuando se superase la demanda”

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Por Luis Crespo, presidente de Protermosolar
Protermosolar es la asociación que incluye a la mayor parte del sector termosolar en el mercado español, analiza las posibilidades de crecimiento del sector gracias a sus ventajas en el almacenamiento de energía y critica también el olvido sobre esta potencialidad.

En España hay en operación 18 centrales termosolares con almacenamiento, 17 de las cuales son de 50 MW y disponen de una capacidad de almacenamiento de 7,5 horas a potencia nominal; otra, de 20 MW, tiene un almacenamiento de 15 horas. En total la capacidad de almacenamiento eléctrico equivalente es de 6.675 MWh con una potencia de entrega de 870 MW. Dichas instalaciones llevan entre 7 y 10 años cargando y descargando diariamente sus tanques con total fiabilidad y sin señales de degradación.

El almacenamiento térmico de las centrales termosolares es, tras las centrales hidroeléctricas convencionales, la tecnología con mayor capacidad instalada a nivel mundial para generación eléctrica. Dicho almacenamiento térmico representa, en estos momentos, más de 10 veces en términos eléctricos equivalentes, la capacidad instalada en baterías de ion litio en todo el mundo.

Sin embargo, en prácticamente ningún documento oficial ni en las presentaciones de los agentes del sector eléctrico se hace mención de esta tecnología madura, de gran capacidad en términos de volumen de energía, plazo y potencia de entrega, para la generación eléctrica.

Esos 6,7 GWh de capacidad de almacenamiento, que en estos momentos están exclusivamente ligados a la operación rutinaria de las centrales, junto con los 60 GWh adicionales asociados a los 5 GW de nueva potencia termosolar prevista en el PNIEC para 2030, podrían ofrecer servicios de extraordinario valor a nuestro sistema eléctrico a lo largo de la próxima década. Por ejemplo, podrían recoger los excesos de producción de las centrales eólicas y fotovoltaicas cuando se superase la demanda.

Las centrales termosolares tan solo necesitarían añadir un simple calentador eléctrico para pasar las sales fundidas del tanque frío al tanque caliente, mientras que esa misma capacidad de cerca de 70 GWh y 6 GW de potencia de entrega, contempladas en el PNIEC requerirían inversiones superiores a los 35.000 millones de euros en baterías y podría ser incluso superior en nuevas centrales de bombeo, en función de lo complicado que resultase el desarrollo de nuevos emplazamientos.

Con esos niveles de inversiones, los planes de negocio de instalaciones de baterías o nuevos bombeos para almacenar los vertidos que traerían como consecuencia los elevados niveles previstos de penetración de las renovables no gestionables, serían absolutamente inviables, tal como ya han puesto de manifiesto algunas consultoras especializadas. Tampoco podrían justificarse planes de negocio de inversiones en almacenamiento con las diferencias esperadas en el futuro entre los precios valle y pico de la electricidad.

-Reserva estratégica. Pero, además de esas posibles aplicaciones de despacho a corto plazo, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares pueden ofrecer su capacidad, no solo para periodos de horas o días, sino para semanas o meses, pudiendo actuar a modo de reserva estratégica firme, ya que tienen parcialmente disponible cierto volumen del tanque caliente que no utilizan durante una buena parte del año. Por ello serían, en este sentido, una alternativa técnica comparable al bombeo, en términos de capacidad y plazo, pero sin necesidad de nuevas inversiones.

Efectivamente, el volumen de los tanques de sales fundidas se dimensiona para no tener que abatir espejos del campo solar los días de mayor número de horas de sol, correspondientes a los meses de junio y julio. En esos meses la energía almacenada tendría que despacharse en un plazo de horas o de algún día, en función de la meteorología, pero, en el resto del año, la energía almacenada podría conservarse de forma indefinida, sin pérdidas y sin condicionar la operación diaria de la central, hasta que fuera más conveniente entregarla de nuevo a la red.

Con esta perspectiva, las centrales termosolares podrían contribuir a la firmeza del sistema ofreciendo un coeficiente de disponibilidad similar a las de las centrales convencionales. En los periodos en los que se prevea la punta de consumo, que suelen coincidir en la última parte del año, las centrales termosolares podrían estar preparadas para suministrar su energía a la red si fuese requerido y, por tanto, su factor de disponibilidad podría asimilarse al 100 %. Su capacidad es tan grande que la reserva no se agotaría en los momentos puntuales en los que tuvieran que descargar y podría reponerse de forma inmediata en el siguiente día soleado.

-Transición energética. El almacenamiento es la muletilla que se usa para salir del paso cuando se ponen sobre la mesa los problemas que tendría la Transición Energética ante escenarios de generación mayoritariamente no gestionable. Solucionarlos con sistemas de baterías o bombeos sería altamente costoso e inviable en régimen de libre mercado.

Por ello, una flota de generación en 2030 con una participación significativa de tecnologías renovables gestionables reduciría notablemente las disfuncionalidades a las que nos abocarían subastas basadas exclusivamente en precios y cuyos problemas son fácilmente previsibles. Una flota equilibrada con renovables gestionables también reduciría significativamente el nivel de vertidos. Si, además esas renovables gestionables, complementariamente a su funcionamiento, son capaces de ofrecer servicios de almacenamiento al sistema, para asegurar la garantía de suministro, como sería el caso de las centrales termosolares con el planteamiento anteriormente indicado, podríamos avanzar más rápidamente hacia la completa descarbonización del sector eléctrico.

Y todo ello con menores costes, al no necesitar elevadas inversiones para solucionar problemas sobrevenidos, inherentes a algunos de los escenarios que se manejan y cuyos problemas deberíamos, en cualquier caso, tratar de limitar.

i-DE, nueva marca de distribución eléctrica de Iberdrola con 11 millones de puestos de conexión

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Iberdrola lanza su nueva marca de su actividad de distribución eléctrica en España, que pasará a denominarse ‘i-DE, Redes Eléctricas Inteligentes’, sustituyendo a la denominación Iberdrola Distribución Eléctrica.

i-DE, que cuenta con más de 11 millones de puntos de conexión, tiene su foco en tres ejes: la mejora del servicio (calidad de suministro y mejora de la atención), el cuidado del entorno (protección de la fauna y la biodiversidad) y la transición energética, favoreciendo la integración de más renovables, así como la movilidad sostenible, las ciudades inteligentes y el consumo descentralizado, mediante el uso de redes inteligentes.

“La transformación de las redes hacia una infraestructura inteligente, más fiable y segura está situando a los consumidores en el centro de nuestra actividad, dotándoles de mayor capacidad de decisión y conectividad”, explica Antonio Espinosa de los Monteros, consejero delegado de i-DE. “Las redes son el sistema circulatorio del nuevo modelo energético y la plataforma necesaria para la transición hacia una economía descarbonizada, basada en energías renovables. Liderar esta transición y hacerla posible requiere de un marco retributivo que fomente la calidad y la eficiencia, incentive la digitalización y promueva la innovación”, concluye.

i-DE opera un sistema de distribución que posee 270.000 km de líneas eléctricas en España, con presencia en 10 Comunidades Autónomas y 25 provincias, atendiendo a una población de 17 millones. En 2018, la compañía registró la mejor calidad suministro de su historia, que fue un 37% mejor que la de hace un año. I-DE dispone de una de las redes más digitalizadas, con mejor calidad de servicio y más eficientes de Europa* y es la que mayor número de instalaciones de generación distribuida (más de 41.000) tiene conectadas a sus redes en España.

En 2018, el negocio de distribución de Iberdrola invirtió casi 500 M€ en el país y prevé destinar durante el período 2018-2022 casi 2.000 M€ a la mejora de la calidad de servicio, nuevas conexiones de suministro y de generación renovable y la digitalización de la red.

Entre los proyectos más relevantes del ejercicio 2018 se encuentran la mejora de sus procesos y canales de atención al cliente, en especial los digitales; la finalización del despliegue de cerca de 11 millones de contadores inteligentes, a los que ha incorporado capacidades de telegestión; y la supervisión y automatización de la red, que ya cuenta con 135.000 elementos entre supervisión y maniobra remota.

ENAGAS se alía a la empresa extremeña AGF Procesos y a Suma Capital para promover proyectos de biometano industrial

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Proyecto de AGF Procesos Biogás

El pasado mes de marzo ENAGAS ha constituido la sociedad BIOENGAS, pasando de ser un proyecto a ser una realidad. El objetivo de BIOENGAS es ser un actor destacado en el desarrollo del mercado del biometano en España mediante diferentes proyectos de biometano industrial con AGF PROCESOS BIOGAS SL como socio estratégico. BIOENGAS  ha sido el proyecto ganador del concurso de emprendimiento interno de ENAGAS del año 2018.

Con el objetivo de fortalecer financieramente el desarrollo de nuevos proyectos, AGF PROCESOS BIOGAS SL introdujo el proyecto de BIOENGAS a SUMA Capital. Recientemente se ha anunciado el acuerdo alcanzado entre ambos para financiar los fondos necesarios para el desarrollo de los proyectos. La empresa Suma Capital cuenta con SC Efficiency & Environment Fund, primer fondo español en su ámbito de actuación. Apoya iniciativas dirigidas a la transición energética y a la economía circular.

AGF aportará su tecnología de biogás de alta eficiencia al desarrollo de proyectos de BIOENGAS. Este acuerdo abarca desde el diseño de las plantas de biogás hasta las plantas de enriquecimiento y compresión de biometano, pasando por otros elementos de la industria auxiliar del biogás, siendo todas tecnologías desarrolladas por AGF PROCESOS BIOGAS SL y su Centro Investigación y Desarrollo Aplicado.

Además del aporte tecnológico, el modelo de negocio sobre el biometano desarrollado por AGF ha sido validado por ENAGAS en este acuerdo y será la base para el desarrollo de los proyectos.

AGF PROCESOS BIOGAS SL ha aportado una selección de proyectos de su cartera potencialmente desarrollables con la participación de BIOENGAS. En la actualidad se están evaluando una docena de estos proyectos en distinto grado de desarrollo.

La constitución de BIOENGAS  y la colaboración con AGF PROCESOS BIOGAS SL busca desarrollar el biometano en España y convertir en realidad el potencial nacional en este sector.

La empres Enagás logró unos ingresos de 1.342 millones de euros en el año 2018, con un  beneficio después de impuestos de 442,6 millones de euros.

AGF PROCESOS BIOGAS S.L. ha logrado un crédito CDTI, concedido por el  Ministerio de Ciencia, Innovación y Universidades,  para llevar a cabo el plan de I+D 2018-2021 que desarrollará en el Centro de IA+D de la empresa, en la provincia de Badajoz. El proyecto busca desarrollar nuevos procesos asociados a la economía del cierre del ciclo del carbono y del ciclo del nitrógeno, así como optimizar procesos y desarrollar nuevos diseños de reactores bioquímicos.

Iberdrola, Usagre y la Mancomunidad de Llerena impulsan la formación en renovables en Extremadura

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De izquierda a derecha, el alcalde de Usagre, Antonio Luna; el responsable de Proyectos Renovables en España de Iberdrola, Nicolás Antón; la representante de la Escuela Profesional Campiña Sur, Remedios Delgado; y el representante de la Mancomunidad Integral de Aguas y Servicios de la Comarca de Llerena, Agustín Castelló

Iberdrola, el Ayuntamiento de Usagre y la Mancomunidad de Llerena han firmado un acuerdo de colaboración para impulsar la formación de los alumnos de la Escuela Profesional Campiña Sur en Extremadura, en concreto, a través de actuaciones formativas relacionadas con el Proyecto Fotovoltaico Núñez de Balboa (Badajoz).

El alcalde de Usagre, Antonio Luna González; el representante de la Mancomunidad Integral de Aguas y Servicios de la Comarca de Llerena, Agustín Castelló; el responsable de proyectos renovables en España de Iberdrola, Nicolás Antón; y Remedios Delgado, de la Escuela Profesional Campiña Sur, han firmado el convenio hoy, en la localidad de Usagre.

Entre las actuaciones contempladas en el acuerdo se encuentran visitas formativas para los alumnos de la Escuela Profesional Campiña Sur a la Planta Fotovoltaica de Núñez de Balboa. Al finalizar su etapa formativa, los jóvenes completarán su experiencia con prácticas en el proyecto fotovoltaico.

El acuerdo forma parte de las actuaciones que Iberdrola desarrolla en la región, que permitirán situar a Extremadura en el centro de su apuesta por la generación de energía renovable.

Iberdrola prevé poner en marcha 2.000 nuevos megavatios (MW) de potencia fotovoltaica y eólica en Extremadura hasta 2022, lo que situará a esta comunidad en el centro de su estrategia renovable en Europa.

El proyecto de Núñez de Balboa, con 500 MW de potencia instalada, constituye la mayor planta fotovoltaica en construcción en España y Europa. Iberdrola invertirá en este proyecto cerca de 300 millones de euros hasta su puesta en marcha en 2020 y, en su construcción, llegarán a trabajar hasta más de 1.000 personas. El proyecto cuenta con la participación de empresas locales, como Ecoenergías del Guadiana, Imedexsa, Cubillana, Elaborex y el Instituto Aeronáutico.

La planta ocupará una superficie cercana a las 1.000 hectáreas y generará energía limpia suficiente para abastecer a 250.000 personas, cifra superior a la población de las ciudades de Cáceres y Badajoz. La planta evitará, además, la emisión a la atmósfera de 215.000 toneladas de CO2 al año, reforzando el compromiso de la compañía con la protección del entorno y la mitigación del calentamiento global.

Iberdrola cuenta con otros proyectos renovables en la región en avanzado desarrollo, como son los casos de las plantas fotovoltaicas cacereñas de Ceclavín, Arenales y Campo Arañuelo I y II.

La Junta somete a información pública una planta fotovoltaica de 4,98 Mw en Zafra con 2,38 millones de inversión

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El carrusel de autorizaciones de plantas fotovoltaicas de los últimos meses en la Comunidad de Extremadura prosigue, en dura pugna a las que se están autorizando también en Castilla-La Mancha y Andalucía para líder el sector a nivel nacional.

La Consejería de Economía e Infraestructuras de la Junta de Extremadura ha sometido a a información pública la solicitud de autorización administrativa previa, correspondiente a la instalación fotovoltaica “Planta solar fotovoltaica Zafra 4,98 MW”, ubicada en el término municipal de Zafra (Badajoz), e infraestructura de evacuación de energía eléctrica asociada. La planta está promovida por la empresa Circle Enery Austral S.L., con sede en la calle de Alcalá de Madrid.

Se trata de una instalación solar fotovoltaica de 4.984 kWp de potencia instalada y 4.980 kW de potencia nominal, compuesta por 12.460 módulos fotovoltaicos de 400 Wp cada uno, montados sobre suelo 149 estructuras de seguimiento solar a un eje, y 45 inversores de 100 kW cada uno.

La instalación se subdivide en 2 campos solares: un campo solar de 2.464 kWp compuesto por 6.160 módulos, 22 inversores de 100 kW cada uno y un centro de transformación (CT1) 800/15.000 V de 2.200 kVAs. Y un segundo campo solar de 2.520 kWp compuesto por 6.300 módulos, 23 inversores de 100 kW cada uno y un centro de transformación (CT2) 800/15.000 V de 2.300 kVAs.

La Línea subterránea de interconexión entre los centros de transformación y el centro de seccionamiento y medida estará formada por tres conductores de 400 mm² de sección en aluminio y se conducirá bajo tubo enterrada. Y de una línea eléctrica de evacuación Aéreo-Subterránea a 15 kV, entre el centro de seccionamiento y medida de la planta fotovoltaica y el SET “ZAFRA” de 15 kV, es propiedad de Endesa Distribución Eléctrica, SLU.La línea de 15 Kv estará instalada en el término municipal de Zafra, donde se ubica la planta.

El presupuesto global de la futura planta de 4,98 Mw de Zafra es de 2,38 millones de euros. Hasta el 20 de Mayo se podrán presentar alegaciones al proyecto sometido a información pública en las dependencias correspondientes de la Junta de Extremadura en Mérida.