“Todas las nuevas termosolares que se construyan en el futuro irán dotadas de almacenamiento”
Entrevista con
Luis Crespo
Secretario General de Protermosolar y Presidente de ESTELA
¿En qué momento se encuentran el sector termosolar en España en cuanto a plantas operativas y producción?
España cuenta con 2.300 MW termosolares en operación de los cuales 900 MW, es decir un 40%, se encuentran en Extremadura. En el pasado año las centrales termosolares llegaron a contribuir en momentos puntuales a cerca del 10 % de la demanda peninsular española. Durante los meses de mayo a septiembre es habitual que la contribución diaria de las centrales termosolares se sitúe por encima del 5% y la mensual del 4%.
Y todo ello con las características de gestionabilidad exigidas por el Operador del Sistema y aportando estabilidad inercial a la red. Ya no estamos hablando de una tecnología marginal que contribuye con el cero coma algo por ciento, sino que ya tiene un peso significativo en el mix de generación.
¿Hay grandes proyectos fotovoltaicos sin primas en estudio? ¿Será posible volver a ver nuevas termosolares en España y Extremadura en el futuro?
Seguro que sí. Con las nuevas interconexiones en Europa ya no debemos mirar exclusivamente las oportunidades o necesidades a nivel país, sino a nivel europeo. En este sentido las futuras centrales termosolares que se construirían en Extremadura podrían tener sus clientes en países centroeuropeos a los que se les podría garantizar el suministro a las horas del día en las que el mercado tenga los precios más caros y más lo necesiten. Los costes de la termosolar están bajando, aunque el volumen de potencia instalada anual a nivel mundial sigue siendo inferior a la eólica o la fotovoltaica, y esperamos poder ofrecer propuestas comercialmente competitivas a medio plazo.
¿Cómo está evolucionando la tecnología termosolar en cuanto a ahorro de costes y capacidad de almacenamiento en los últimos tiempos?
Todas las nuevas termosolares que se construyan en el futuro irán dotadas de almacenamiento, a excepción de los campos termosolares que puedan integrarse con ciclos combinados o con centrales térmicas de carbón para el ahorro de combustible fósil.
La gran mayoría de las nuevas centrales que se están instalando por el mundo son de tamaño superior a las instaladas en España, con potencias entre 100 y 200 MW, lo que reduce los costes de generación en comparación con las que tenemos en nuestro país.
Los costes actuales de la electricidad producida con estos nuevos proyectos dependen del nivel de radiación y de las características específicas del emplazamiento, pero ya podemos comentar que las últimas centrales adjudicadas en Marruecos tienen contratos de venta a unos 14 c€/kWh. La central híbrida termosolar-fotovoltaica de 200 MW que se está instalando en el desierto de Atacama en Chile tiene un contrato de venta de unos 10 c€/kWh, que ya es inferior a la alternativa de un ciclo combinado en el mismo emplazamiento.
¿Los grandes grupos y fondos de inversión miran a mercados emergentes en termosolar ¿qué habría que ofrecerles para que volvieran a España y Extremadura?
Un compromiso fiable de nuestro gobierno de apoyo a la implantación de unos cientos de MW termosolares anuales de aquí a 2020. Dicha nueva potencia gestionable será necesaria para el país y los apoyos, que disminuirían progresivamente cada año pero que todavía habría que aportar, se compensarían con creces y de forma inmediata con los retornos macroeconómicos.
AGENEX concluye la actualización de los contratos eléctricos del Ayuntamiento de Llerena con un ahorro de 30.000 euros
La Agencia Extremeña de la Energía (AGENEX) ha terminado los trabajos de actualización de los contratos de suministro eléctrico del Ayuntamiento de Llerena, lo que repercutirá en un ahorro económico total para el municipio de más de 30.000 € anuales.
Los trabajos han consistido en un análisis de la facturación eléctrica de los últimos dos años, la optimización de los parámetros de contratación, una actualización de tarifas y un seguimiento de los cambios propuestos para cada contrato hasta su aplicación por parte de la compañía eléctrica.
Así, inicialmente se han estudiado un total de 69 contratos, tanto de dependencias como de alumbrado público, de los cuales 22 tenían más de 15kW de potencia contratada, 6 tenían entre 10 kW y 15 kW, y el resto eran suministros con menos de 10 kW contratados con tarifas PVPC.
Del primer análisis realizado se concluyó que existía un potencial de ahorro significativo en 28 contratos. Para ellos se realizó una optimización más profunda en la que se fundamenta una serie de modificaciones de las condiciones de contratación.
Los cambios realizados se resumen en 21 contratos renovados con nuevos precios para el término de energía, reducción de la potencia contratada en 14 suministros, 19 contratos con cláusulas de facturación de potencia conforme a tarifas de acceso y la contratación de la modalidad de discriminación horaria para dos suministros.
La inversión necesaria ha sido cercana a los 1.250 € en concepto de modificaciones en los equipos de medida de 5 suministros, que precisaban una actuación en los transformadores de intensidad para poder realizar los ajustes de potencia propuestos. En todos ellos el periodo de retorno de la inversión es inferior a dos meses.
A la vista de los resultados obtenidos desde AGENEX se recomienda una supervisión activa de la contratación de los suministros eléctricos y hacer siempre uso de los servicios de gestión que se tengan contratados, de modo que se revisen los contratos con una periodicidad anual para asegurar que la facturación por este servicio permanezca optimizada.
Además se recomienda analizar la facturación recibida cada mes para detectar desviaciones en los consumos o en los términos de facturación y para evitar recargos innecesarios.
Foto: Llerena de noche © Ayto. de Llerena
Los gestores de la Mina La Parrilla en Almoharín esperan producir 5.000 toneladas de wolframio y 400 tn de estaño en 2018
La Mina de La Parrilla, que en su día fue una de las más grandes de wolframio de Europa, sigue su cuenta atrás para estar totalmente operativa en el 2018, según los planes que maneja la empresa que la gestiona, la británica W Resources a través de su filial Iberian Resources Spain S.L.
La compañía, que tiene su sede social en Almoharín, ha obtenido el visto bueno de la Junta de Extremadura a su proyecto de Fast Track Mining Piloto de estudio del yacimiento minero de La Parrilla. El proyecto, con un plazo de dos años, pretende conocer en detalle la calidad y calidad del mineral existente en la vieja mina, operativa entre 1954 y 1986, así como la mejor tecnología para su extracción.
El coto minero de La Parrilla, propiedad de la familia Bonilla, cuenta con las concesiones mineras Adelaida, Victoria y La Parrilla. El estudio comprenderá unas seis hectáreas de terreno ubicados en los restos de las antiguas instalaciones que era propiedad de las empresas Minera Bonilla S.A. y Minera Adelaida S.A. La cantidad a movilizar de material es de 5 millones de toneladas, con la creación de dos escombreras y tres zonas de acopio, además de balsas de lodos.
En su último informe sobre el proyecto minero de La Parrilla, el presidente y máximo accionista de la compañía W Resources, Michael Masternan, destaca que el visto bueno medioambiental permitirá llegar a la plena producción en 2018. Su objetivo es que en el 2016 la mina procese ya entre 1.200 y 1.300 toneladas de trióxido de wolframio concentrado y unas 110 toneladas de estaño. Para el 2018, la mina debería producir 5.000 toneladas de trióxido concentrado de wolframio y 400 toneladas de estaño.
La compañía W Resources, que cuenta también con varios proyectos mineros en Portugal, no atraviesa actualmente un buen momento en Bolsa al cotizar sus acciones a finales de julio por debajo de las 0,30 libras en la London Stock Exchange. En las últimas 52 semanas, la media de cotización era de 0,97 libras.
Foto:©Energía de Extremadura
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