FOTOVOLTAICA: MERCADO, EMPRESAS, PRODUCTOS | PV ...

Nº 24 Octubre | October | 2015 | 15 e Español | Inglés | Spanish | English

FOTOVOLTAICA: MERCADO, EMPRESAS, PRODUCTOS | PV: MARKET, COMPANIES, PRODUCTSEFICIENCIA ENERGÉTICA: HOSPITALES | ENERGY EFFICIENCY: HOSPITALS

EL GAS NATURAL Y SUS APLICACIONES | NATURAL GAS & ITS APPLICATIONS

ENERGYFuturENERGYE F I C I E N C I A , P R O Y E C T O S Y A C T U A L I D A D E N E R G É T I C AE F F I C I E N C Y , P R O J E C T S A N D E N E R G Y N E W S

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Bearish short end, stable far end

Spanish spot prices in September averaged below our expectation and with a discount of 3.71 EUR/MWh over August. The spread to the French spot market narrowed from around 20 EUR/MWh recorded since May to 14.43 EUR/MWh and was triggered by higher French, lower Spanish prices, respectively. The monthly price drop in Spain was driven by lower average temperatures (-3°C m-o-m) weighing on cooling needs and therefore on monthly power consumption (-0.9 GW). On the supply side, renewables production remained stable m-o-m while nuclear and hydro power generation went up by 0.1 GW. In consequence, last month the share of power production from coal and CCGTs dropped by 0.8 GW, total.

Imports from France decreased by 0.4 GW. The commercial start of the new interconnector took place on 05.10.2015. Under optimal conditions it will double transmission capacity between France and Spain to 2.8 GW. However, so far the current REE Net Transfer Capacity forecast indicates just a short lived increase of import capacities from France, namely only for Friday 09.10.2015 (1.9 GW). It will be interesting to observe power flows and country price spreads on days of intensive wind power generation and low power consumption in Spain. For 2016 we expect a narrowing of the FRA-ESP spot price spread.

The latest weather forecast indicates temperatures around norm and compared to September, wetter weather in Spain for the coming two months. With this we assume a recovery of the hydro reservoir levels, standing currently at 47% of maximum reservoir capacity. From the thermal supply side,nuclear availability is scheduled to be lower (-1.1 GW on average) with Almaraz 1 & 2 and Cofrentes being out of service for several days in October. CCGT availability is expected to fall by 0.7 GW m-o-m and coal power plant availability to increase by 0.2 GW. Summing up we expect October’s spot prices to average below September between 48 and 50 EUR/MWh.

On the Spanish power forward market the front year contracts recorded slight losses due to lower spot and tumbling gas prices. The bearish price move at the front months (beside Nov15) was mainly triggered by the expectations of recovering hydro stocks in the months to come.

In October we expect lower spot levels to weigh on the front month contracts. For the calendar years we expect low volatility and a stable price development. We base our opinion on our fuels forecast, which is bearish for NBP gas, bullish for API#2 coal and still bullish for carbon.

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45 Eficiencia Energética: Hospitales Energy Efficiency: HospitalsColaboración AEIH. Evolución de los costes energéticos en hospitales. Una reflexión sobre las condiciones ambientales y de climatización reglamentarias | AEIH Contribution. Evolution of energy costs in hospitals. A reflection on regulatory environmental and HVAC conditions

Gestión energética sostenible del Complejo Hospitalario Universitario de Huelva | Sustainable energy management at the Huelva University Hospital Complex

Hospitales Nisa reduce su factura energética en un 15% Nisa Hospitals reduces its energy bill by 15%

55 El gas natural y sus aplicaciones natural gas & its applicationsColaboración GasINDUSTRIAL. Por un gas industrial más competitivo | GasINDUSTRIAL Contribution. Making industrial gas more competitive

Proyecto Viura. Exploración y producción de gas natural convencional | The Viura Project. Exploration and production of conventional natural gas

La cogeneración en México | CHP in Mexico

TECNOLOGÍA. Las torres de refrigeración en las plantas de generación eléctrica: mitos y realidades | TECHNOLOGY. Cooling towers in power generation plants: myths and realities

El gas natural y la generación eléctrica flexible. Seis centrales que marcan tendencia en el mundo: | Natural gas and flexible power generation. Six of the world’s trend-setting projects:

Europa, Alemania | Europe, Germany: Lausward

Asia, Jordania | Asia, Jordan: IPP3

África, Sudáfrica | Africa, South Africa: Avon & Dedisa Peaking Power

Nortamérica, EE.UU. | North America, USA: Riviera Beach Next Generation Energy Center

Latinoamérica, México | Latin America, Mexico: PMX Cogeneración

Oceanía, Australia | Oceania, Australia: Diamantina & Leichhardt

Distribución especial en: Special distribution at:FiturGreen 2016 (Spain, 20-24 Ene./Jan.)Solar Power North Africa (Egypt, 8-11 Feb)Smart City Expo Puebla (Mexico, 16-18 Feb.)Mexico WindPower (Mexico, 24-25 Feb)RECAM Week (Panama, 29 Feb.-4 Mar.)

Próximo número | Next Issue

EFICIENCIA ENERGÉTICA. Ayuntamientos / Residencial ENERGY EFFICIENCY. City Councils / Residential ENERGÍAS RENOVABLES. Eólica | RENEWABLE ENERGIES. Wind powerCIUDADES INTELIGENTES | SMART CITIESREDES URBANAS DE CALOR Y FRÍO | DHC NETWORKSTERMOSOLAR | CSP

NÚMERO 25 NOVIEMBRE 2015 | ISSUE 25 NOVEMBER 2015

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17 Fotovoltaica | Pv

JinkoSolar, liderazgo en toda la cadena de valor fotovoltaica Jinkosolar, heading up the entire PV value chain

Mercado | MarketPaneles solares fabricados en Sudáfrica, la clave en la 4ª Ronda del Programa REIPP | PV panels manufactured in South Africa to play a key role in REIPP Programme Round 4

La paridad de red de plantas fotovoltaicas a gran escala, una realidad en Chile y Marruecos | Grid parity for utility-scale PV plants: a reality in Chile and Morocco

Latinoamérica, mercado por excelencia para la solar. Top 3 de países por potencia solar instalada | Latin America: solar market par excellence. Top 3 countries by installed solar capacity

La energía fotovoltaica en México. Un mercado en plena expansión | PV energy in Mexico. A booming market

Empresas | Companies

Productos | ProductsSmart Solar, solución integral de autoconsumo | Smart Solar: the comprehensive self-consumption solution

Máximo autoconsumo gracias a la gestión inteligente de la energía fotovoltaica autogenerada | Maximum self-consumption thanks to the smart management of self-generated PV energy

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Editorial57 En portada | Cover Story

11 Noticias | News

15 Opinión | Opinion

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FuturENERGYEficiencia, Proyectos y Actualidad EnergéticaNúmero 24 - Octubre 2015 | Number 24 - October 2015

Directora | Managing DirectorEsperanza Rico | [email protected]

Redactora Jefe | Editor in chief Puri Ortiz [email protected]

Redactor y Community Manager | Editor & Community Manager Moisés Menéndez [email protected]

Directora Comercial | Sales Manager Esperanza Rico [email protected]

Relaciones Internacionales International Relations Jon Wiliams [email protected]

DELEGACIÓN MÉXICO | MEXICO BRANCH Graciela Ortiz Mariscal [email protected] Celular: (52) 1 55 43 48 51 52

CONSEJO ASESOR | ADVISORY COMMITTEE Antonio Pérez Palacio Presidente de ACOGENMichel María Presidente de ADHAC Iñigo Vázquez GarciaPresidente de AEMEREduardo Sánchez Tomé Presidente de AMIFernando Prieto Fernández Presidente de ANERRElena GonzálezGerente de ANESEJosé Miguel Villarig Presidente de APPAFernando Sánchez Sudón Director Técnico-Científico de CENERRamón Gavela Director General Adjunto y Director del Departamento de Energía del CIEMATAlicia Castro Vicepresidenta de Transferencia e Internalización del CSIC Fernando Ferrando Vitales Secretario del Patronato de la FUNDACIÓN RENOVABLESLuis Crespo Secretario General de PROTERMOSOLAR y Presidente de ESTELAJosé Donoso Director General de UNEF

Edita | Published by: Saguenay, S.L.Zorzal, 1C, bajo C - 28019 Madrid (Spain)T: +34 91 472 32 30 / +34 91 417 92 25 www.futurenergyweb.es

Traducción | Translation: Sophie [email protected]

Diseño y Producción | Design & Production: Diseñopar Publicidad S.L.U.

Impresión | Printing: Grafoprint

Depósito Legal / Legal Deposit: M-15914-2013ISSN: 2340-261X

Otras publicaciones | Other publications

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Esperanza Rico Directora

Fotovoltaica, eficiencia y generación flexible a gas,tres temas diferentes pero muy ligadosNo siempre es fácil conseguir un número coherente, en el que todos los temas liguen entre sí, y esta es una de esas ocasiones en las que inicialmente nos parecía complicado dar coherencia a los temas que presentamos. Sin embargo, como suele suceder, una vez vista la edición completa es fácil comprobar que tiene sentido. En esta edición planteamos tres temas principales. En primer lugar presentamos uno de nuestros más completos especiales dedicados a la fotovoltaica, con artículos dedicados a algunos de los principales mercados emergentes como Sudáfrica y Latinoamérica y artículos sobre nuevos productos.No es difícil ligar fotovoltaica y eficiencia energética, en concreto en este número hablamos de eficiencia en hospitales, pues una de las principales medidas de eficiencia energética que se plantean hoy en día para los edificios, de la índole que sean, y por ende en los hospitales, es la integración de energías renovables para cubrir su demanda de una forma económica y sostenible. Presentamos un interesante caso práctico de cómo la gestión energética ha mejorado la eficiencia en el Complejo Hospitalario Universitario de Huelva, también colabora con nosotros la AEIH, con una tribuna con datos muy concretos y clarificadores de la eficiencia energética en hospitales.Finalizamos la edición, con una extensa sección dedicada al gas natural y sus aplicaciones, y aquí vuelven a aparecer los nexos de unión entre los temas que conforman esta edición. Si hablamos de gas y eficiencia, encontramos un ejemplo excelente en el artículo de opinión de GasINDUSTRIAL, que pone de manifiesto la importancia de este combustible en la competitividad, eficiencia y sostenibilidad de las industrias. También existe un relación directa entre la eficiencia y la cogeneración a gas, tema también muy presente en este especial. Por último, dedicamos una sección a mostrar varios proyectos en todo el mundo de generación eléctrica flexible, que muestran que el gas es inseparable de las renovables intermitentes, fotovoltaica y eólica, para garantizar un suministro estable y fiable, así como la seguridad de las redes eléctricas.

PV, efficiency and flexible gas-powered generation:three contrasting but closely-linked topicsIt is not always easy to create a coherent publication in which every topic links together. And this has been one of those occasions where finding coherence initially appeared to be an uphill task. But as is often the way, when you see the final version there is no doubt that everything adds up. This month’s issue brings you three main topics. First is one of our most comprehensive special reports dedicated to PV, with articles focusing on some of the leading emerging markets such as South Africa and Latin America as well as articles on new products.Finding a link between PV and energy efficiency is never a problem. This issue specifically discusses efficiency in hospitals, as one of the leading energy efficiency measures currently proposed for buildings of any type, including hospitals, is the integration of renewable energy to cover their energy demands in a sustainable and affordable manner. One interesting case study demonstrates how energy management has improved efficiency at the Huelva University Hospital Complex. We also have a contribution from the Spanish Association of Hospital Engineering with an article setting out very specific and enlightening information on energy efficiency in hospitals.The issue concludes with an extensive section dedicated to natural gas and its applications, in which the common threads between the different topics reappear. One excellent example of gas and its efficiency is the opinion article from GasINDUSTRIAL that demonstrates the importance of this fuel for the competitiveness, efficiency and sustainability of industries. It also explains the direct relationship between efficiency and gas-powered CHP, another predominant topic of this special report. Lastly, we devote one section to a selection of projects from around the world involving flexible electricity generation. These all demonstrate that gas goes hand-in-hand with intermittent renewables such as PV and wind power to guarantee a robust and consistent supply and electrical grid reliability.

FuturENVIROPROYECTOS, TECNOLOGÍA Y ACTUALIDAD MEDIOAMBIENTALP RO J E C T S , TE C H N O L O G I E S A N D E N V I RO N M E N T A L N E W S

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Las energías solar y eólica presentan fluctua-ciones en el tiempo que únicamente pueden predecirse dentro de ciertos límites. Por ejem-plo en Alemania, las instalaciones fotovoltai-cas que suministran energía a la red de baja tensión suelen mostrar un pico de potencia diario alrededor de mediodía. En consecuen-cia, en primavera y verano, en algunas regio-nes donde una gran parte de la energía pro-viene de sistemas fotovoltaicos, las eléctricas se encuentran con una generación de potencia muy elevada a me-diodía. Esto puede llegar a sobrecargar los transformadores de red locales y los sistemas de cableado, lo que hace difícil asegurar la estabilidad de la red. En muchos lugares sería necesario ampliar la infraestructura de red local, con el desembolso económico que ello conlleva.

Una alternativa son las baterías acumuladoras inteligentes y efi-cientes, que almacenan localmente la energía generada en la franja horaria más productiva, para luego suministrarla a la red en función de la demanda durante las horas en que la producción fotovoltai-ca es menor. Estas baterías acumuladoras tienen otras utilidades como la posibilidad de regulación primaria de potencia.

Baterías acumuladoras estacionariasmás eficientes

La Universidad Politécnica de Múnich trabaja en el proyecto de in-vestigación interdisciplinario EEBatt, con el propósito de mejorar el suministro de energía en el futuro. Este proyecto, iniciado en 2013, está financiado por el Ministerio de Economía, Medios, Energía y Tecnología de Baviera. Para la aplicación práctica se ha suscrito un acuerdo de colaboración con Varta Storage GmbH, filial de Varta, que ya ha desarrollado y comercializado sistemas acumuladores de energía para viviendas con capacidad de hasta casi 14 kWh.

Solar and wind energy sources fluctuate over time, and prediction is only possible within certain limits. For example in Germany, PV systems feeding energy into the low voltage grid usually have a daily power peak at around midday. As a result in spring and summer, in some regions where a high percentage of energy comes from PV systems, the utilities are presented with a very high power generation level in the middle of the day. This

could overload local grid transformers and cable systems, making it difficult to guarantee grid stability. In many places, the local grid infrastructure would require expansion, creating an additional economic burden.

Intelligent and efficient battery storage devices represent an alternative. These store the locally-generated energy from the most productive hours to be fed back into the grid depending on the demand at times when PV production is lower. These battery storage systems can also offer other services such as the possibility of primary control power.

More efficient fixed battery storage systems

The Technical University of Munich is working on the cross-disciplinary EEBatt research project with the aim of improving future energy supply. Started in 2013, this project is financed by the Bavarian Ministry for Economic Affairs and Media, Energy and Technology. For its practical application, an agreement has been entered into with Varta Storage GmbH, a subsidiary of Varta, that has already developed and sold energy storage systems with capacities of up to almost 14 kWh.

The Energy Neighbor battery storage container has been developed as part of this project, comprising eight Varta –

Flex Power cabinets with a storage capacity of 200 kWh. It is scheduled to come online in October 2016 in the German town of Moosham, supplying the majority of the community’s infrastructures with PV energy. The prototype will improve the reliability of the local low voltage grid by storing photovoltaic power generation peaks.

Modularity and flexibility for multiple new applications

All of the necessary components are housed within a standard 20-foot industrial container: energy management system, battery management system, power electronics and protection components as well as eight battery racks.

BATERÍA ACUMULADORA EFICIENTE PARA ENERGÍAS RENOVABLESLos onduladores, que tan buen resultado dan en entornos industriales, son componentes fundamentales de las nuevas baterías acumuladoras estacionarias para renovables. Un PC industrial se encarga de distribuir la energía en función de la carga, optimiza la carga y la descarga, y, por tanto, aumenta al máximo la vida útil y la capacidad de almacenamiento de cada celda. De este modo los operadores pueden mejorar la estabi-lidad y capacidad de regulación de sus redes sin necesidad de infraestructura adicional.

EFFICIENT FIXED BATTERY STORAGE FOR RENEWABLE ENERGIESInverters, that have given such good results in the industrial domain, are core components of a new fixed battery storage system for renewable energies. An industrial PC ensures that energy is distributed depending on the load, optimising charging and discharging and thereby achieving an optimal service life and storage capacity for each cell. As such, operators can improve the stability and control of their grids without the need for additional infrastructure.

Siemens AG Frauenauracherstrasse 80 91056 Erlangen, Germany

[email protected]

Batería acumuladora estacionaria descentralizada Energy Neighbor The Energy Neighbor distributed fixed battery storage system

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En el marco del proyecto se ha desarrollado el contenedor de ba-terías Energy Neighbor, compuesto por ocho armarios Varta-Flex Power, con una capacidad de almacenamiento de 200 kWh. Está previsto que entre en funcionamiento en octubre de 2016 en la localidad alemana de Moosham, donde las infraestructuras se ali-mentan en gran parte con energía fotovoltaica. El prototipo mejo-rará la estabilidad de la red local de baja tensión, almacenando los picos de generación de potencia fotovoltaica.

Modularidad y flexibilidad paranuevas y múltiples aplicaciones

En un contenedor industrial de 20 pies están alojados todos los componentes necesarios: sistema de gestión de la energía, siste-ma de gestión de las baterías, componentes de la electrónica de potencia y de protección, y ocho racks de baterías. En la configura-ción completa un contenedor puede alcanzar una capacidad de casi 500 kWh. Cada rack de baterías consta de 13 módulos compuestos por celdas de litio-ferrofosfato. Para que la alimentación eléctrica sea segura, se requiere un equilibrio entre generación y consumo a cualquier hora del día. Las baterías se cargan cuando la produc-ción fotovoltaica es alta. De este modo, la energía procedente de los picos de potencia de las instalaciones fotovoltaicas se almacena en el mismo lugar donde se genera, con el consiguiente alivio de la infraestructura de la red local.

La batería se descarga cuando el consumo de la red local supera la capacidad de generación de las instalaciones fotovoltaicas. La re-gulación se rige por criterios muy diversos, por ejemplo, la tensión o la carga actuales de la red, aunque también se tienen en cuenta las previsiones meteorológicas y de carga. De todo ello resulta una mayor autarquía en la zona de cobertura de la red local y, por tanto, se necesita menos capacidad de la línea en los niveles de red supe-riores. Además, la capacidad de batería sobrante puede aprovechar-se para otras funciones, como la regulación primaria de potencia.

Para la conversión de corriente continua en alterna y la alimenta-ción a la red con tensión y frecuencia constantes, se utilizan ondu-ladores de la serie Sinamics S120 de Siemens. Este sistema tiene un diseño modular y se compone de unidades de alimentación/realimen-tación autoconmutadas (Active Line Modules o ALM), filtros de red adap-tados al efecto (Active Interface Mo-dules o AIM) y unidades de regulación (Control Units CU320-2).

Para poder abarcar de manera fiable y segura el mayor número posible de aplicaciones, tras un análisis modal de fallos y efectos, se ha optado por un planteamiento modular con varios onduladores de menor potencia. Gra-cias a la redundancia, esta solución incrementa la disponibilidad de todo el sistema, ya que durante el mante-nimiento de una unidad las demás pueden continuar funcionando. La segmentación también mejora el rendimiento en régimen de carga par-cial, que en la práctica es más la regla que la excepción. Además, es posible examinar diferentes casos de carga, repartos de funciones y sistemas de redundancia. Por último, la modulari-dad simplifica el aprovechamiento de soluciones parciales optimizadas en futuros proyectos y productos.

When fully expanded, one container could achieve a capacity of almost 500 kWh. Each battery rack comprises 13 modules made up of lithium iron phosphate cells. To guarantee a safe electricity supply, a balance is required between generation and usage at any time of day. The battery cells are charged when PV production is high. This means that the energy from the power peaks of the photovoltaic systems is stored where the energy is generated, reducing load on the local grid infrastructure.

Power is drawn from the battery when local grid consumption exceeds the generation capacity of the PV systems. Regulation is governed by diverse criteria, for example, the actual grid voltage or grid load but weather and load forecasts are also taken into account. This results in an increased level of independence in the local grid area being supplied and, as such, less line capacity is required at the higher grid levels. The excess battery capacity can be used for other services, such as the primary control power market.

Inverters from the Siemens Sinamics S120 series are used to convert DC into AC power and to feed the grid with a constant voltage and frequency. This system has a modular design and comprises self-commutated in-feed and regenerative feedback units (Active Line Modules or ALM); line filters adapted for the purpose (Active Interface Modules or AIM) and control modules (Control Units CU320-2).

To be able to reliably and safely incorporate the largest possible number of applications, having carried out a fault and influence analysis, a modular approach was adopted involving several lower power inverters. Due to redundancy, this solution increases the availability of the overall system, as during the maintenance of a unit, the others can continue to operate. This distribution also improves efficiency in partial load mode which in practice tends to be the norm rather than the exception. Furthermore, various load scenarios, distribution of tasks and redundancy concepts can be investigated. This modularity also simplifies the use of optimised partial solutions for future projects and products.

A total of six Sinamics S120 ALMs are installed, each with a power rating of 36 kVA as well as two others, each with 16 kVA. This translates into a total power of approximately 250 kVA. Siemens 3 VA compact circuit breakers are used for grid and system protection. These allow each unit to be switched in and out individually on the AC side. Additional Siemens components include a Sitop power supply with UPS and safety relays.

The complex algorithms of the energy management system used are processed in a Simatic IPC427D industrial PC from Siemens. This robust and compact device is perfectly suited to this demanding application. The Microbox PC integrates the core components with the energy management system and user interface. The software, specifically developed for the application, determines the instantaneous energy demand

Un componente fundamental de la batería acumuladora es el siste-ma ondulador Sinamics S120 de Siemens | A central component of the battery storage system is the Siemens Sinamics S120 inverter

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Se montan un total de seis Active Line Modules Sinamics S120 de 36 kVA cada uno, además de otros dos de 16 kVA cada uno, lo cual se traduce en una potencia total de alrededor de 250 kVA. Para prote-ger la red y la instalación se utilizan interruptores automáticos en caja moldeada de 3 VA de Siemens. Además, cada grupo se puede conectar y desconec-tar por separado en el lado de alterna. Otros compo-nentes de Siemens son una fuente de alimentación Sitop con SAI y módulos de seguridad.

Los complejos algoritmos del sistema de gestión de la energía utilizados se procesan en un PC industrial Simatic IPC427D de Siemens. Este equipo robusto y compacto resulta idóneo para esta aplicación tan exigente. Este Microbox PC integra los componentes principales con el sistema de gestión de la energía y la interfaz de usuario. El software, desarrollado especialmente para la aplicación, determina casi en tiempo real la demanda de energía momentánea y distribuye la carga entre las distintas líneas de bate-rías, siempre teniendo en cuenta el estado de carga de cada una y procurando alcanzar el máximo rendimiento. Gracias a la comunicación vía Ethernet con las unidades de control de los on-duladores, el sistema garantiza un suministro seguro y adaptado a las necesidades de cada momento, y la coordinación con el sistema de gestión de las baterías optimiza la carga y descarga de cada celda.

Además, el Microbox PC se encarga de regular la temperatura del contenedor y almacena los datos de servicio, que actualmente se utilizan con fines de investigación y más adelante también podrían utilizarse para facturación de potencia. Asimismo, el PC industrial es la interfaz con el exterior y permite el acceso remoto a través de Internet y VPN.

Los componentes Siemens seleccionados satisfacen los requisitos específicos. En particular, el rango de tensión del circuito interme-dio de los onduladores se adapta muy bien a la salida de los racks de baterías. Otros aspectos considerados han sido la disponibilidad de asistencia técnica a escala local y mundial, el know-how especí-fico, contar con repuestos durante muchos años, las homologacio-nes requeridas (certificación UL, etc.) y los rangos de tensión de los equipos para uso universal. Por último, el precio también ha sido determinante en la elección.

Los desarrolladores están convencidos de que la batería acumulado-ra Energy Neighbor aumentará la autarquía eléctrica de Moosham, reducirá la carga de la red local y de sus componentes, y mejorará la estabilidad y la calidad del suministro eléctrico, de manera que no será necesario ampliar la red aunque la proporción de energía foto-voltaica continúe aumentando. Otra ventaja es que la capacidad de almacenamiento no utilizada puede aprovecharse para regulación primaria de potencia y, por tanto, para mantener la frecuencia de la red. Asimismo, el carácter modular del sistema ofrece ventajas en cuanto a la seguridad contra fallos y la disponibilidad.

Los resultados de las labores de investigación y desarrollo, así como el ensayo de campo realizado en Moosham, proporcionan informa-ción muy valiosa para futuros proyectos. Los especialistas de Varta Storage ya están trabajando en una batería acumuladora con una capacidad de 1 MWh. Tanto para Siemens como para Varta Storage, esta colaboración representa una oportunidad ideal para penetrar en el mercado de las baterías acumu-ladoras estacionarias, que posee un gran potencial y está creciendo rápidamente.

almost in real time and distributes the load between the various battery strings, always taking into account the charge status of each and aiming to achieve maximum efficiency. Thanks to Ethernet communication with the inverters’ control devices, the system guarantees a reliable supply that adapts to the needs of any moment. Coordination with the battery management system optimises the charging and discharging of each cell.

Furthermore, the Microbox PC regulates the temperature of the container and stores the operating data that is currently used for research purposes. In future, this data could be used for energy invoicing. Similarly, the industrial PC provides the interface to the outside and permits remote access via Internet and VPN.

The Siemens components selected cover all specific requirements, in particular, the DC link voltage range of the inverters is a perfect match for the battery rack output. Other aspects considered have been local as well as global support availability, specific know-how, access to spare parts over many years, necessary official approvals (UL certification etc.) and the voltage ranges of the devices for global use. And of course cost has also been a decisive factor in their selection.

The developers are convinced that the Energy Neighbor battery storage system will increase the electrical autonomy of Moosham, reducing load on the local grid and its associated components and improving the stability and quality of the electricity supply. Even with an increasing percentage of PV power in the energy mix, the grid will not have to be extended. Another advantage is that any unused storage capacity can be made available to provide primary control power and as such, support the grid frequency. The modular nature of the system also offers advantages as regards maximum uptime and availability.

The results of the research and development tasks as well as field tests carried out in Moosham provide valuable information for future projects. Specialists from Varta Storage

are already working on a battery storage system with a 1 MWh capacity. For both Siemens and Varta Storage, this collaboration represents a perfect opportunity to make inroads into the fast-growing market for fixed battery storage systems and represents huge business potential.

Christian Sturm, Bernd Zebli & Johanna Gebhardt

Siemens AG, Digital Factory, Motion Control Systems

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España y Latinoamérica | Spain & Latin America

Plan de Relanzamientode la Industria Eólica española

Spanish Wind Industry Relaunch Plan

El Plan de Relanzamiento de la Industria Eólica (PRIE) fue presen-tado el 15 de octubre, en la sede del (MINETUR). El PRIE contiene una serie de medidas específicas, consensuadas entre el sector eólico y el Gobierno, encaminadas a dinamizar el mercado inter-no, aumentar la capacidad exportadora y la presencia internacio-nal de las empresas españolas, así como potenciar la I+D+i. Esta acción se encuadra dentro de las actuaciones de la Agenda para el fortalecimiento del sector industrial en España aprobada por el Gobierno, que recoge entre sus objetivos potenciar sectores de alto valor tecnológico. Con este fin el MINETUR y el MINECO han colaborado para dibujar las líneas futuras de acción.

Se conforma como un conjunto de 15 medidas agrupadas en torno a estos tres ejes principales. El Plan recoge la convocatoria de 500 MW presentada hace unos meses por el gobierno, orientada prin-cipalmente a la repotenciación de parques eólicos ya existentes. También incluye varias medidas encaminadas a la mejora de la financiación, mediante la adaptación de líneas ya existentes a las especificidades del sector eólico y también mediante el estudio de líneas específicas para la eólica. Planes para el aprovechamiento de infraestructuras portuarias, de astilleros, la mejora de la logísti-ca de aerogeneradores y grandes componentes, entre otras. Entre las medidas de impulso a la exportación y la presencia internacio-nal de las empresas españolas se recogen por ejemplo: mejorar las condiciones financieras del FIEM, negociar el Plan Sectorial ICEX-AEE con la antelación suficiente, apoyar las negociaciones de la UE para conseguir acuerdos comerciales bilaterales y multilaterales y mejorar el sistema de información sobre licitaciones en terceros países, intensificando acciones encaminadas a resolver los pro-blemas de acceso a los que se enfrentan las empresas españolas.

Finalmente en el apartado de I+D se pretende la creación de pro-gramas específicos basados en subvenciones con Fondos esta-tales, apoyar a las empresas españolas en programas y convoca-torias como el Plan Juncker y Horizon 2020, reducir los plazos de tramitación administrativa de las deducciones fiscales, flexibilizar y mejorar las condiciones de apoyo a la contratación de personal investigador y estimular la compra de aerogeneradores por parte de organismos y entidades públicos a través del concepto de com-pra pública innovadora.

On 15 October the government presented the Wind Industry Relaunch Plan (PRIE) at the MINETUR central offices. The PRIE contains a series of specific measures, agreed between the wind power sector and the government, designed to stimulate the domestic market, increase export capacity and the international presence of Spanish businesses in addition to boosting R&D+i. This action forms part of the activities of the Agenda to Strengthen the Industrial Sector in Spain approved by the government and whose objectives include the stimulus for sectors with a high technological value, to which end, MINETUR and MINECO have collaborated to draw up future lines of action.

It comprises a combination of 15 measures grouped into these three main axes. The Plan includes the 500 MW official call submitted a few months ago by the government, mainly geared towards repowering already-existing wind farms. It also includes various measures designed to improve funding, by adapting pre-existing lines to meet the specific needs of the wind energy sector and studying specific lines for wind power. Plans include making the most of port and shipbuilding infrastructures and improving the logistics for wind turbines and large component parts. Measures designed to stimulate exports and the international presence of Spanish companies include: improving the financial conditions of the Corporate Internationalisation Fund; negotiating the ICEX-AEE Sector Programme sufficiently in advance; supporting EU negotiations to achieve bilateral and multilateral commercial agreements; improving the information system regarding tenders in third party countries by intensifying actions designed to resolve issues faced by Spanish companies over access.

Finally in the section on R&D it aims to create specific programmes based on State fund subsidies, supporting Spanish companies through plans and official calls such as the Juncker Plan and Horizon 2020; reducing timeframes for the administrative processing of tax deductions; facilitating and improving conditions that support the recruitment of research personnel; and stimulating the purchase of wind turbines by public entities and organisations through the innovative public procurement concept.

Duro Felguera (DF), en consorcio al 50% con Elecnor, ha ganado la licitación convocada por la CFE de México para la construcción de la central de ciclo combinado (CCC) Empalme II, en el Estado de Sonora. El importe total del proyecto asciende a unos 349,3 M€. El plazo de ejecución previsto para el proyecto es de 30 meses. La central Empalme II tendrá una capacidad aproximada de 790 MW, y operará con gas natural como combustible. Contará con dos uni-dades turbogeneradoras a gas, dos calderas de recuperación de calor con tres niveles de presión y una turbina de vapor. El siste-ma de enfriamiento considerado será de tipo abierto con agua de mar. La planta se conectará a una subestación de 400 kV.

Duro Felguera (DF), in a 50/50 consortium with Elecnor, has won the tender called by the CFE, the Federal Electricity Commission in Mexico to build the Empalme II combined cycle power plant in the State of Sonora. The total project is for US$397m with a deadline for delivery estimated at 30 months. The capacity of the Empalme II plant will be roughly 790 MW and it will be gas-fired. There will be two gas turbogenerator units, two heat recovery boilers with three pressure levels and a steam turbine. The cooling system will be simple and will use seawater. The plant will be connected to a 400 kW substation.

Duro Felguera y Elecnor construirán en México una CCC de 790 MW

Duro Felguera and Elecnor to build a 790 MW CCP in Mexico

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Grupo Isastur: primera plantafotovoltaica en El Salvador

Grupo Isastur: first PV plant in El Salvador

Isotron (Grupo Isastur) ha finalizado la construcción de su pri-mera planta fotovoltaica en Centroamérica, concretamente en El Salvador. La planta ha sido desarrollada por AES Soluciones. La construcción de la planta fue adjudicada a Isotron en marzo, habiéndose desarrollado el proyecto en la modalidad EPC. La construcción de la planta finalizó el pasado 26 de agosto y fue energizada con éxito el 27 de agosto.

La planta de 2,5 MW (2,61 MWp), denomina-da La Bombonera, está localizada en Mon-cagua, zona próxima a la población de San Miguel en el oriente del país centroameri-cano. Para su diseño y construcción se han empleado 8.436 paneles fotovoltaicos de tecnología policristalina de 310 Wp unitarios, tres equipos inversores de 850 kVA con sus correspondientes transformadores y cabinas de protección y línea asociados. Cuenta con una estación de monitoriza-ción que le permite analizar y confirmar su correcto funcionamiento. Asimismo, permitirá reducir la emisión de 2.700 t/año de CO2.

Isotron (Grupo Isastur) has completed the construction of its first PV plant in Central America, specifically in El Salvador. The plant has been developed by AES Soluciones. Plant construction was awarded to Isotron in March, having

developed the project under an EPC format. It was completed on 26 August and successfully powered-up on 27 August.

Known as La Bombonera, the 2.5 MW plant (2.61 MWp), is situated in Moncagua, an area close to the town of San Miguel in the east of the country. 8,436 PV panels with polycrystalline technology with a unit output of 310 Wp were used in its design and construction along with three 850

kVA inverter units with their corresponding transformers, protection boxes and associated line. The facility also benefits from a monitoring station to guarantee and analyse its correct operation. It will also result in a reduction in CO2 emissions of 2,700 t/year.

Grupo Clavijo: nueva instalaciónde 2 MW en Croacia

Grupo Clavijo: new 2 MW installation in Croatia

La firma española Grupo Clavijo ha finali-zado los trabajos de montaje de una nueva instalación solar fotovoltaica de 2 MW en la localidad croata de Zupanja. Este parque so-lar –en funcionamiento desde el pasado mes de septiembre- consta de seguidores de 1 eje horizontal (modelo SP1000), caracterizados por su robustez, adaptabilidad al terreno y un óptimo rendimiento. Grupo Clavijo es una empresa española especialista en el diseño, fabricación, instalación y mantenimiento de una amplia gama de estructuras y seguidores para el mercado solar fotovoltaico. Con 975 MW instalados, es uno de los líderes mundiales en el sector.

Spain’s Grupo Clavijo has finished assembly work on the new 2 MW solar PV installation in the Zupanja region of Croatia. This solar park –in operation since September 2014 – comprises single-axis horizontal trackers (model SP1000), known for their robustness, adaptability to the ground and optimal performance. Grupo Clavijo specialises

in the design, production, installation and maintenance of a wide range of structures and trackers for the solar PV market. With 975 MW installed, it is one of the global leaders in this sector.

Exergy, contrato para planta geotérmicade 4 MW en Portugal

Exergy: contract for 4 MW geothermal plant in Portugal

Exergy ha firmado un contrato llave en mano con EDA Renováveis para la construcción de una planta geotérmica binaria de 4 MW en la isla Terceira, Azores, Portugal. Se prevé que la planta esté plenamente ope-rativa a principios de 2017. La planta explotará el recurso por medio de un diseño de ciclo eficiente que utiliza el calor disponible tanto de las salmueras geotérmicas como de los flujos de vapor en sus intercam-biadores de calor. No es necesaria agua extra gracias a la refrigeración directa por aire del fluido de trabajo. Se alcanzará la mayor eficiencia de conversión posible gracias a la tecnología Radial Outflow Turbine, específicamente diseñada por los ingenieros de Exergy para EDA Re-nováveis.

Exergy has signed a turnkey contract with EDA Renováveis to construct a 4 MW geothermal binary plant on Terceira Island in the Azores, Portugal. The plant is planned to be fully operational by the beginning of 2017. It will exploit the resource by means of an efficient cycle design that utilises the heat available from both the geothermal brine and steam flows in its heat exchangers. No extra water will be required thanks to the direct air cooling of the working fluid. The highest possible conversion efficiency will be achieved thanks to the Radial Outflow Turbine technology specifically designed for EDA Renováveis by Exergy’s engineers.

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Rolls-Royce pone en marcha el primer grupo electrógeno certificado por BDEW

Rolls-Royce commissionsfirst BDEW-approved genset

Uno de los primeros grupos electrógenos diésel certificados por BDEW de MTU Onsite Energy se ha instalado y puesto en marcha en una panadería industrial en Alemania. Se basa en un motor dié-sel de 18 cilindros de la serie 2000 y entrega 1.000 kW. Desde me-diados de septiembre, se ha utilizado como respaldo en caso de un corte de energía para salvaguardar la producción de productos de panadería congelados. Cuando hay picos de demanda de energía, cambia para operar en paralelo con la red. Esto ocurre, por ejemplo, al mediodía, cuando la producción está funcio-nando a pleno rendimiento, y se necesita un flujo ininterrumpido de energía para ilumina-ción, los transportadores, los refrigeradores, la planta de hielo, y para la regulación y el con-trol de las líneas de cocción. Para implementar el grupo electrógeno para la generación de potencia pico y, posiblemente, para funcionar en reserva en un momento posterior, tenía que cumplir con los nue-vos requisitos de los códigos de red establecidos por BDEW.

One of the first BDEW-certified diesel gensets from MTU Onsite Energy has now been installed and commissioned in an industrial bakery in Germany. It is based on an 18-cylinder Series 2000 diesel engine and delivers 1,000 kW. Since mid-September, it has

been used as a back-up in the event of a power outage for safeguarding the production of frozen bakery products. When power demand peaks, it also switches in to grid-parallel operation. This occurs for example, at midday, when production is running at maximum capacity and an uninterrupted flow of power is needed for lighting, conveyors, refrigerators, the frost plant, as well as to regulate

and control the baking lines. To deploy the genset for peak power generation and possibly to operate it in reserve at a later date, it had to comply with the new grid code requirements set by the German Association of the Energy and Water Industries (BDEW).

GE completa adquisición de los negocios de energía y redes de Alstom

GE completes acquisition of the Alstom power and grid businesses

GE ha cerrado la adquisición industrial más importante de su historia, tras la aprobación del acuerdo por parte de los reguladores de más de 20 países y regiones. Ajustando la sociedad conjunta anunciada en junio de 2014 (energías renovables, redes y nuclear), los cambios en la estructura de la transacción, los ajustes de precios para recursos y el efectivo neto al cierre, e incluyendo los efectos de la moneda, el precio de la compra es de 9.700 M€. Esto incluye un uso del capital circulan-te de aproximadamente 600 M€ en el mes de octubre. GE estima que el acuerdo genere de un beneficio de 0,05 a 0,08 $/acción en 2016 y de entre 0,15-0,20 en 2018; 3.000 M$ de sinergias en costes en el quinto año e importantes retornos de la transacción.

Los clientes percibirán inmediatamente los beneficios de esta unión, incluyendo los siguientes proyectos actuales:

• PSEG Sewaren (CCC en Nueva Jersey): turbina de gas GE 7HA+caldera de recuperación de calor Alstom.

• Punjab Pakistan Bhikki (CCC en Pakistán): dos turbinas de gas GE 9HA+turbina de vapor Alstom.

• Exelon Power Plants (Texas): cuatro turbinas de gas GE 7HA+cuatro calderas de recuperación Alstom.

• Chempark (proyecto de cogeneración en Leverkusen, Alemania): tur-bina de gas GE 9HA.

Además, GE y Alstom son licitadores preferentes de un proyecto en una CCC en Asia que utilizará dos turbinas de gas GE 7HA, dos cal-deras de recuperación de calor Alstom y un generador de vapor de Alstom; y Alstom es licitador preferente en el contrato de turbinas de vapor Arabelle en dos reactores nucleares en el Reino Unido; así como licitador preferente para las calderas, turbinas de vapor y generado-res de un proyecto de carbón limpio en Oriente Medio; además, ha suministrado con éxito el primer transformador de potencia de alto voltaje en corriente continua de 800 kV para el proyecto Champa-Kurukshetra, en India.

GE has completed its largest-ever industrial acquisition following the regulatory approval of the deal in over 20 countries and regions. Adjusting for the joint ventures announced in June 2014 (renewables, grid and nuclear), changes in the deal structure, price adjustments for remedies, net cash at close and including the effects of currency, the purchase price is €9.7bn. This includes working capital usage of approximately €0.6bn in the month of October. GE expects the deal to generate US$0.05-0.08 of earnings per share in 2016 and US$0.15-0.20 by 2018. GE is targeting US$3bn in cost synergies in year five and strong deal returns.

Customers will see immediate benefits from the merger, including these current projects:

• PSEG Sewaren (New Jersey CCPP): GE 7HA gas turbine + Alstom heat recovery steam generator

• Punjab Pakistan Bhikki (Pakistan CCPP): two GE 9HA gas turbines + Alstom steam turbine

• Exelon Power Plants (Texas): four GE 7HA gas turbines + four Alstom HRSGs

• Chempark (Leverkusen, Germany CHP project): GE 9HA gas turbine.

In addition, GE and Alstom are both preferred bidders for a CCPP in Asia that would use two GE 7HA gas turbines, two Alstom HRSGs and one Alstom steam generator. Alstom is also the preferred bidder for Arabelle steam turbines in two UK nuclear reactors; the preferred bidder for boilers, steam turbines and generators a clean coal project in the Middle East; and has successfully delivered India’s first 800 kV HVDC power transformer for the Champa-Kurukshetra project.

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Siemens recibe un macro pedido de Catar Siemens receives major order from QatarSiemens ha recibido un pedido para suministrar seis turbinas de gas SGT5-4000F, cuatro turbinas de vapor SST5-4000 y diez generadores SGen5-1200A para una nueva instalación de gene-ración de electricidad en ciclo combinado en Catar, que integra una planta desaladora de agua de mar. El cliente es Samsung C&T, responsable de la construcción íntegra del complejo, junto con su socio de consorcio Hitachi Zosen. El cliente final es la empresa Umm al Houl, consorcio que engloba a Qatar Foundation, Qatar Petroleum, Qatar Water and Electricity Company, Mit-subishi Corporation y Tokyo Electric Power Company.

Con una producción eléctrica total de 2,5 GW y hasta 618 millones de li-tros de agua potable al día, la planta proporcionará casi una cuarta parte de la capacidad de generación eléc-trica instalada del país. Garantizará un suministro de electricidad y agua capaz de dar respuesta a las fluctuaciones estacionales y a grandes eventos. La puesta en marcha de la primera fase está programada para 2017 y se prevé que todo el complejo esté operativo para mediados de 2018. La nueva central eléctrica se ubicará en la zona económica Umm al Houl, al sur del país entre Al Wakrah y la ciudad industrial de Me-saieed. Contará con dos bloques de energía en una configuración 3+2: cada uno estará formado por tres turbinas de gas que se uti-lizarán para generar el vapor que accionará dos turbinas de vapor.

Siemens has received an order to supply six SGT5-4000F gas turbines, four SST5-4000 steam turbines and ten SGen5-1200A-series generators for a new combined-cycle power generating facility in Qatar with an integrated seawater desalination plant. The customer is Samsung C&T, responsible for building the entire complex together with its JV partner Hitachi Zosen. The end-

customer is the project company Umm al Houl, a consortium comprising the Qatar Foundation, Qatar Petroleum, Qatar Water and Electricity Company, Mitsubishi Corporation and Tokyo Electric Power Company.

With a total electrical output of 2.5 GW and up to 618 million litres of drinking water per day, the plant will deliver almost one quarter of the nation’s installed power generating capacity. It will ensure

adequate power and water supply to accommodate seasonal fluctuations and major events. Commissioning of the first phase is scheduled for 2017, with the entire complex scheduled to be operative for mid-2018. The new power plant will be located in the Umm al Houl Economic Zone in the south of the country between Al Wakrah and the industrial city of Mesaieed. It will consist of two power blocks in a 3+2 configuration, each block comprising three gas turbines which will be used to generate the steam to drive two downstream steam turbines.

Ingeteam alcanza 30 GWde potencia eólica instalada

Ingeteam hits 30 GWinstalled wind capacity

Ingeteam ha alcanzado el hito de 30 GW de potencia eólica ins-talada en todo el mundo. La compañía alcanza esta importante marca después de la puesta en mar-cha durante el primer semestre de 2015 de convertidores de potencia que representan 2 GW de poten-cia instalada , un aumento del 17% respecto al año anterior. En total, Ingeteam ha instalado 20.757 con-vertidores de potencia a nivel mun-dial. Este aumento va acompañado principalmente por su posición de liderazgo en dos de los mercados eólicos emergentes más grandes del mundo, India y Brasil. Ingeteam se ha orientado estratégicamente a estas dos regiones, que comenzaron a ser los principales motores de crecimiento de la compañía hace unos pocos años.

Ingeteam has reached the milestone of 30 GW of installed wind power capacity worldwide. The company hit this

important mark after the commissioning of power converters accounting for 2 GW of installed capacity during the first semester of 2015, 17% up on last year. In total, Ingeteam has installed 20,757 power converters globally. This increase was mainly accomplished by its leadership position in two of the world’s largest emerging wind energy markets, Brazil and India.

Ingeteam has strategically targeted these two regions, which have become the company’s core growth engines over the last few years.

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En los últimos años España ha defendido de mane-ra activa la necesidad de avanzar hacia un mercado interior de la energía en Europa. Durante la cumbre sobre la Interconexión Energética de principios de marzo de 2015, y después de meses de negociacio-nes, la Unión Europea hacía público el compromi-so de los países miembros para avanzar hacia un mercado único de la energía y el respaldo a las in-fraestructuras de interconexión como un elemento clave para lograrlo.

La interconexión se ha convertido desde enton-ces en un tema prioritario en la agenda política y económica de España, que tiene su próximo gran hito en la consecución del objetivo del 10% de capacidad de inter-conexión energética en 2020, 7 puntos por encima del porcentaje de interconexión actual. El avance en este sentido permitiría a la Península Ibérica dejar de ser una isla energética y hacer frente a importantes retos como la gestión del transporte y distribución de la energía y la integración de fuentes de energías renovables en un mundo en el que el 2% de superficie concentra el 75% del consumo de la energía generada.

El fortalecimiento de las interconexiones internacionales es esen-cial para aumentar la eficacia del sistema eléctrico español, que se ha de traducir en una mayor seguridad de suministro y un mejor aprovechamiento de las energías renovables. De hecho, en los últi-mos años se han impulsado importantes proyectos como el MidCat y la línea Baixas –Sta. Llogaia de 7.200 MW, recientemente inaugu-rada, que dobla nuestra capacidad de intercambio de energía eléc-trica con Francia.

La interconexión del gas natural, cuya importancia se ha puesto es-pecialmente de relieve a raíz del conflicto de Ucrania, es otro de los ejes de desarrollo de infraestructuras en España. Las interconexio-nes de gas en Pamplona y el País Vasco, permitirán incrementar en 7.000 millones de m3 en este año nuestra capacidad de intercambio de gas. En este sentido, la planificación de las infraestructuras está muy avanzada y el reto actual es dotarlas de la mayor eficiencia, y que esa eficiencia se traduzca en una mayor competitividad de nuestro país.

Las interconexiones de redes energéticas hacen los sistemas más estables, más potentes y también más interdependientes. Eso es especialmente evidente en las redes eléctricas, pero también po-

Over recent years Spain has actively defended the need to make progress towards a European domestic energy market. During the summit on Energy Interconnection at the start of March 2015, and in the wake of months of negotiations, the European Union announced the commitment by member states to take steps towards achieving a single energy market, supported by interconnection infrastructures as a key element to meet this objective.

Since then, interconnection has become a priority issue for Spain’s political and economic agenda, whose next major milestone is to achieve the

target of 10% of energy interconnection capacity by 2020, 7 points higher than today’s interconnection percentage. Progress in this respect will result in the Iberian Peninsula ceasing to be an energy island and addressing key challenges such as energy T&D management and the integration of renewable energy sources in a world in which 75% of the consumption of the energy generated is concentrated into 2% of its surface area.

The reinforcing of international interconnections is essential for increasing the efficacy of Spain’s electrical system and this has to translate into increased security as regards supply and the enhanced use of renewable energies. In fact, significant projects have been promoted in recent years, such as MidCat and the recently inaugurated 7,200 MW Baixas - Sta. Llogaia line that doubles Spain’s capacity for the exchange of electrical power with France.

The natural gas interconnection, whose importance has been particularly highlighted due to the conflict in Ukraine, is another of the axes of development for infrastructures in Spain. The gas interconnections in Pamplona and the Basque Country could lead to an increase in Spain’s capacity for gas exchange of 7 billion m3 this year. As a result, infrastructures’ planning is very advanced and the current challenge is to provide them with greater efficiency so that this translates into increased competitiveness for Spain.

Energy grid interconnections make systems more stable, more powerful and also more interdependent. This is particularly evident in electrical grids, but we can also extrapolate the concept to Oil & Gas grids. From the technological standpoint, the key to success lies in integrating every system into one single centre that is capable of operating all the information originating from the different monitoring and control elements. Thanks to the analysis of this data, the optimal solution can be found and implemented for each case, making real progress towards the competitiveness and efficiency of the system.

Schneider Electric’s commitment to grid digitalisation

The digitalisation and evolution of “Big Data” is exponentially increasing the grids’ efficiency potential. Today there are already 9.8 billion people connected to the internet and the volume of data is doubling every two years. However the true revolution comes from connectivity between objects, the Internet of Things, because when we equip our infrastructures with intelligence, connecting their different components, we can adapt ourselves

TECNOLOGÍA APLICADAPARA UNA INTERCONEXIÓN ENERGÉTICA MÁS COMPETITIVAFrancisco BarcelóVicepresidente de Energía de Schneider Electric España

TECHNOLOGY APPLIED TO A MORE COMPETITIVE ENERGY INTERCONNECTIONFrancisco BarcelóEnergy Vice President, Schneider Electric España

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demos extrapolar el concepto a las redes de Oil&Gas. Para ello, desde el punto de vista tecnológico, la clave del éxito reside en la integración de todos los sistemas en un único centro capaz de operar toda la información que proveen los distintos elementos de monitorización y control. Gracias al análisis de estos datos se puede encontrar y poner en mar-cha la solución óptima en cada caso, dando el verdadero salto hacia la competitividad y la eficiencia del sistema.

La apuesta de Schneider Electricpor la digitalización en las redes

La digitalización y la evolución del “Big Data” están aumen-tando exponencialmente el potencial de eficiencia de las redes. Hoy, ya hay 9,8 miles de millones de personas conec-tadas a internet y el volumen de datos se duplica cada dos años, pero la verdadera revolución vendrá de la conectividad entre obje-tos, el Internet of Things, y es que, cuando dotamos de inteligen-cia a las infraestructuras, conectando sus distintos componentes, podemos adaptarnos a cualquier entorno o circunstancia, a veces incluso antes de que suceda.

La digitalización ha sido para Schneider Electric una de las mega-tendencias que más ha influido en su estrategia en los últimos años, apostando por las tecnologías de gestión de redes para poder aportar mayor eficiencia a las infraestructuras. Hoy, esta tecnología permite interconectar la totalidad de los elementos de las infraes-tructuras de transporte y distribución de la energía, recopilando e integrando todos los datos para establecer modelos de análisis de gestión de la infraestructura que permiten optimizar las operacio-nes y conseguir un ahorro del consumo energético, incrementando al mismo tiempo su eficiencia y competitividad.

En un esquema de red típico, vemos que el sistema propuesto por Schneider Electric no es solamente apto para el mercado de Oil&Gas, sino que puede fácilmente dar respuesta a las necesi-dades de otro tipo de infraestructuras al estructurar en distintos niveles la recopilación de información para poder ir integrando y simplificando esa información. Por un lado, desde la óptica de ges-tión empresarial, nos centramos en la gestión de la energía y de las operaciones logísticas. Por otro lado, en la parte inferior del sistema, entramos en el análisis de la eficiencia de cada una de las estacio-nes de bombeo o de los sistemas de seguridad que podemos tener.

En nuestra propuesta, el llamado Pipeline Management System, en el nivel de operaciones, es el corazón del sistema, bajo los estándares habituales (CRM, API 1165, 1167) y donde la ciberseguridad toma rele-vancia singular para asegurar comunicaciones y garantizar el control de acceso. Junto con el simulador del Modelo Hidráulico (SimSuite), permite una gran precisión de detección de fugas, seguimiento de lotes y supervisión del rendimiento energético real versus esperado.

La arquitectura wide Ethernet provee la conectividad, flexibilidad, escalabilidad y prestaciones para conectar los controladores de campo a la sala de control.

En conjunto, esta arquitectura de Schneider Electric, conocida como EcoStruxure, nos per-mite llevar información en tiempo real desde el sensor de campo hasta el nivel de decisión empresarial en diferentes dominios: energía, procesos, seguridad; y facilita el uso de esta información para mejorar la gestión a través de la simulación y las aplicaciones avanzadas de soporte. Se trata, en definitiva, de aportar inteligencia a las infraestructuras, como clave desde el punto de vista tecnológico para hacer posible el reto de la interconexión energética.

to any environment or circumstance, sometimes even before this takes place.

For Schneider Electric, digitalisation has been one of the mega-trends that has most influenced its strategy in recent years, committing to grid management technologies to be able to provide infrastructures with greater efficiency. Today this technology allows every element of the energy T&D infrastructures to be interconnected, gathering and integrating all the information to establish analysis models for infrastructure management that can optimise operations and achieve a saving in energy consumption, at the same time as increasing their efficiency and competitiveness.

In a typical grid layout, we can see that the system proposed by Schneider Electric is only suitable for the Oil & Gas market, but can also easily respond to the needs of other types of infrastructures by structuring information gathering into different levels so as to be able to integrate and simplify it. From the standpoint of business management, it can focus on energy management and logistics operations. Lower down in the system, it can become involved in analysing the efficiency of each of the pumping stations or security systems in place.

At operational level, Schneider’s solution is the Pipeline Management System. This is the core of the system, applying generally-used standards (CRM, API 1165, 1167), where cyber security takes on a unique level of importance to guarantee communications and ensure access control. Together with the SimSuite Hydraulics Modelling simulation, a high level of precision is offered in leak detection and batch tracking as well as monitoring real vis-à-vis expected energy performance.

Wide Ethernet architecture provides connectivity, flexibility, scalability and features to connect the field controllers to the control room.

Altogether this system architecture from Schneider Electric, called EcoStruxure, allows information to be transmitted in real time from the field sensor to corporate decision-making

level in different domains: energy, processes, security. It also facilitates the use of this information to improve management through simulation and advanced support applications. In short it aims to equip the infrastructures with intelligence as a key aspect from the technological standpoint to make the challenge of energy interconnection become a reality. Fu

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Especial Fotovoltaica Octubre 2015 PV Special October 2015

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MERCADO | MARKETEMPRESAS | COMPANIES

PRODUCTOS: AUTOCONSUMO | PRODUCTS: SELF-CONSUMPTION

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JinkoSolar tiene más de 15.000 empleados a nivel mundial, más de 200 profesionales dedi-cados a I+D. Con sede en China, y una presencia global en todo el mundo, 11 filiales directas en Alemania, Italia, Suiza, Estados Unidos, Cana-dá, Australia, Singapur, Japón, India, Sudáfrica y Chile, 13 oficinas comerciales en China, España, Reino Unido, Emiratos Árabes Unidos, Jordania, Arabia Saudita, Egipto, Marruecos, Kenia, Gha-na, Brasil, Costa Rica y México y 5 plantas de pro-ducción en China, Portugal, Sudáfrica y Malasia.

JinkoSolar en Latinoamérica

En los dos últimos años JinkoSolar ha anunciado varios contratos de suministro de módulos fotovoltaicos en Latinoamérica, siendo su principal mercado hasta el momento Chile, donde entre 2014 y 2015 ha firmado contratos de suministro por un valor de casi 600 MW. Le sigue en importancia el mercado mexicano con casi 60 MW contratados, y otros suministros importantes en Brasil, Honduras, Costa Rica y resto de Latinoamerica.

En Mexico, precisamente la compañía ha firmado recientemente con TSK uno de los contratos más importantes para el mercado mexica-no, un total de 49,8 MW de módulos fotovoltaicos que se instalarán en la planta fotovoltaica TAI Durango. El proyecto está siendo desa-rrollado por Eosol Energy de Mexico, que adjudicó la construcción llave en mano de este proyecto a la firma española TSK.

El proyecto se encuentra actualmente en su segunda etapa de im-plementación, que comprende la construcción simultánea de las fases II (6,5 MW), III (4 MW), IV (6,5 MW) y V (32 MW) sumando, por tanto, una potencia de 49,8 MW, y cuya construcción se espera completar este mismo año. Junto con los 16,8 MW de la primera fase, que se han conecta-do este mismo año, el proyecto TAI Durango tendrá una potencia total de unos 67 MW antes de que comience 2016.

JinkoSolar suministrará 225.000 mó-dulos de silicio policristalino, cada uno con 72 células solares de última generación: 118.725 módulos del mo-delo JKM310PP-72 y 42.950 módulos del modelo JKM305PP-72, aumentando significativamente el rendimiento de la planta (generación de energía) en térmi-nos absolutos de retorno económico de la inversión respecto de otras tecnologías em-pleadas en esta planta fotovoltaica. La planta será capaz de generar 130 GWh/año, evitando la emisión de más de 1 millón de t/año de CO2.

JinkoSolar has over 15,000 employees worldwide, with over 200 specialist R&D professionals. With a headquarters in China, the company has a truly global presence: 11 direct subsidiaries in Germany, Italy, Switzerland, USA, Canada, Australia, Singapore, Japan, India, South Africa and Chile; 13 sales offices in China, Spain, UK, UAE, Jordan, Saudi Arabia, Egypt, Morocco, Kenya, Ghana, Brazil, Costa Rica and Mexico; and 5 production plants in China, Portugal, South Africa and Malaysia.

JinkoSolar in Latin America

Over the last 2 years, JinkoSolar has announced various supply contracts for PV modules in Latin America. To date its main market is Chile where it has signed supply contracts for a total of almost 600 MW between 2014 and 2015. Mexico is its second most important market with almost 60 MW contracted followed by key supplies to Brazil, Honduras, Costa Rica and the rest of the region.

Specifically in Mexico, the company entered into agreement with TSK to supply a total of 49.8 MW of PV modules for installation at the TAI Durango PV Plant, one of the most important contracts in the market. This project is being developed by Eosol Energy de Mexico that awarded the project’s turnkey construction to Spain’s TSK.

The project is currently in its second stage of implementation comprising the simultaneous construction of phases II (6.5 MW), III (4 MW), IV (6.5 MW) and V (32 MW) together amounting to a

total capacity of 49.8 MW. Construction is scheduled for completion this year. Together with the 16.8 MW

executed and connected during phase I, also in 2015, the TAI Durango project will offer a

total capacity of approximately 67 MW even before the start of 2016.

JinkoSolar will supply 225,000 polycrystalline modules, each with 72 latest-generation solar cells; 118,725 modules of the JKM310PP-72 model; and 42,950 modules of

the JKM305PP-72 model. These will significantly increase plant

performance (energy generation) in absolute terms and economic ROI

compared with other technologies used in at this PV plant. The plant will be able to

generate 130 GWh/year, avoiding the emission of more than 1 million tonnes per year of CO2.

JINKOSOLAR, LIDERAZGO EN TODA LA CADENA DE VALOR FOTOVOLTAICAJinkoSolar es un líder mundial de la industria solar. Distribu-ye sus productos solares y venden sus soluciones y servicios a una base diversificada e internacional de clientes, ya sean compañías eléctricas, clientes comerciales y residenciales, en todo el mundo. JinkoSolar ha construido una cadena de va-lor de productos solares verticalmente integrada, con una capacidad anual de producción de 3,5 GW de lingotes de silicio y obleas, 3 GW de células solares y 4,5 GW de módulos solares. JinkoSolar también vende electricidad en China y ha conecta-do a red aproximadamente 725 MW de proyectos solares.

JINKOSOLAR, HEADING UP THE ENTIRE PV VALUE CHAINJinkoSolar is a global leader in the solar industry. It distributes its solar products and sells its solutions and services to a diversified international utility, commercial and residential customer base worldwide. JinkoSolar has built a vertically-integrated solar product value chain with an annual production capacity of 3.5 GW for silicon ingots and wafers, 3 GW for solar cells and 4.5 GW for solar modules. The company also sells electricity in China, and has connected approximately 725 MW of solar power projects to the grid.

JinkoSolar Mexico Ivan Michel | +521 33 1282 8457José Alcala | +52 5534706919

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El Departamento de Energía de Sudáfrica ha tomado medidas para hacer frente a la crisis de abastecimiento de energía en el país, y ha aumentado la asignación de proyectos de energías re-novables. En el caso concreto de la energía solar fotovoltaica, si las tres primeras rondas tuvieron como resultado la asignación de 1.484 MW, sólo en la cuarta ronda han sido seleccionados otros 813 MW adicionales. Además de esto, se ha anunciado una ronda acelerada o extraordinaria que garantizará 1.800 MW de diversas tecnologías con anterioridad a la quinta ronda prevista.

La evolución del Programa REIPP ha seguido una trayectoria don-de los proyectos seleccionados han crecido en tamaño, proyectos de 75 MW son ahora la norma, mientras que casi el 50% de los proyectos en la Primera Ronda estaban comprendidos entre los 5 y los 20 MW, y se han vuelto muy competitivos en términos de precio y de contenido local. Los precios de la Cuarta Ronda han alcanzado algunos de los niveles más bajos hasta ahora vistos en todo el mundo, y los valores de contenido local se situaron de me-dia en torno al 64%.

Como hiciera Enertis hace tres años, otros fabricantes internacio-nales de módulos fotovoltaicos también se han instalado en Sudá-frica al reconocer el potencial de este mercado: ARTsolar, JinkoSolar, ILB Helios y JA Solar han abierto (o están a punto de hacerlo) sus puertas recientemente. La francesa Tenesol ya se estableció en Ciu-

South Africa’s DoE has recently taken steps to address the energy supply crisis in the country and has boosted the allocation of renewables projects. According to Enertis, in the specific case of solar PV energy, if the first three rounds had resulted in the allocation of 1,484 MW, only a further 813 MW have been selected for round 4. In addition, an accelerated or extraordinary round has been announced which will secure a further 1,800 MW from various technologies ahead of the anticipated round 5.

The evolution of the REIPP Programme has followed a path where projects selected have grown in size (75 MW projects are now the norm whereas almost 50% of the projects in Round 1 ranged from 5 to 20 MW). They have also become very competitive in terms of price and local content. Round 4 prices have reached some of the lowest levels hitherto seen worldwide, and local content values stand at an average of around 64%.

Just as Enertis did three years ago, other international PV module manufacturers have also moved to South Africa in recognition of the potential of this market. ARTsolar, JinkoSolar, ILB Helios and JA Solar have recently opened their doors (or are about to). French Tenesol was already established in Cape Town before its subsequent acquisition by US company Sunpower, with plans of increasing their production capacity in 2015. It is estimated that annual production capacities of these manufacturers ranges

from 80 to 160 MW in most cases, meaning that the total combined capacity is still a long way off the 813 MW (although this figure only refers to nominal power) necessary for Round 4, unless further expansions are made.

Bidders have committed to achieving local content values that would be difficult to meet without using locally manufactured modules. Most of the cost of manufacturing a PV module in South Africa is still of foreign origin but considering the local content targets, every little counts. On the other hand, project prices have dropped so much that to reach financial closure, equipment cost will have to decrease dramatically, putting local manufacturers in a difficult position. It might be hard to cover market needs taking into account

PANELES SOLARESFABRICADOS EN SUDÁFRICA,LA CLAVE EN LA 4ª RONDADEL PROGRAMA REIPPLa última ronda de proyectos adjudicada por el Departamento de Energía ha convertido a Sudáfrica en uno de los mercados más dinámicos de todo el mundo del sector, y se espera que los módulos de energía fotovoltaica locales desempeñen un papel clave en su desarrollo. Según Enertis, compañía internacional especializada en servicios de consultoría, servicios técnicos e ingeniería en el sector de la energía solar fotovoltaica, el mer-cado solar de Sudáfrica se ha convertido en una industria ma-dura, contribuyendo fuertemente a generar la tan necesaria capacidad energética, empleo local y un entorno competitivo para las energías renovables, atrayendo así la inversión de los principales actores internacionales.

PV PANELS MANUFACTURED IN SOUTH AFRICA TO PLAY A KEY ROLE IN REIPP PROGRAMME ROUND 4The final round of projects awarded by the Department of Energy have turned South Africa into one of the most dynamic markets worldwide, and its local PV energy modules are expected to play a key role in its development.According to Enertis, an international firm specialised in providing consultancy, technical assessment and engineering services to the solar PV energy sector, the South African solar market has become a mature industry, making a robust contribution to the creation of much-needed energy capacity, local employment and a competitive renewable energy environment, thereby attracting investment from major international players.

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dad del Cabo con anterio-ridad para ser más tarde adquirida por la nortea-mericana Sunpower, con planes de aumentar su capacidad de producción en 2015. Se estima que la capacidad de producción anual de estos fabricantes variará entre 80 y 160 MW en la mayoría de los casos, lo que supone que la ca-pacidad total combinada todavía esté lejos de los 813 MW (si bien esta cifra se refiere sólo a energía nominal) necesarios para la Cuarta Ronda, salvo que se hagan nuevas expan-siones.

Los licitadores se han comprometido a alcanzar unos valores de contenido local que di-fícilmente se cumplirán si no se utilizan módulos fabricados lo-calmente. La mayor parte del coste de fabricación de un módulo fotovoltaico en Sudáfrica sigue siendo de origen extranjero pero, te-niendo en cuenta los objetivos de contenido local, cada paso cuen-ta. Por otro lado, los precios de los proyectos han bajado tanto, que para asegurar la financiación de la concesión el coste de los equipos tendrá que disminuir considerablemente, poniendo de esta forma a los fabricantes locales en una posición difícil. Puede ser complicado satisfacer las necesidades del mercado considerando los precios de coste de producción actual, sobre todo cuando algunos de los fabri-cantes locales se encuentran todavía en fase de despegue.

En la opinión de Enertis, el rendimiento futuro de las plantas foto-voltaicas que operan a lo largo de Sudáfrica depende de varios fac-tores – planificación e ingeniería adecuadas, correcta construcción y funcionamiento de los activos, buena selección de equipos - pero uno de los componentes más críticos, si no el que más, siguen sien-do los módulos fotovoltaicos.

Es absolutamente esencial para el éxito de un proyecto que los pa-neles fotovoltaicos se seleccionen correctamente, sean inspeccio-nados, instalados y controlados durante toda la vida de las plan-tas. Los intereses de cada parte involucrada en un proyecto, sea el banco, el desarrollador, el contratista EPC o el operador, están en el mismo barco cuando se trata del rendimiento del módulo. En caso de producirse un problema importante con el rendimiento de los módulos, ninguna de las partes alcanzará sus objetivos y las pérdi-das económicas serán difíciles de minimizar.

La tecnología de los módulos fotovoltaicos está bien probada y la experiencia acumulada en otros mercados facilita las co-sas actualmente. Reconocidos fabricantes se han trasladado a Sudáfrica trayendo una cantidad importante de conocimientos prácticos y experiencia a este mercado. Sin embargo, en este mo-mento se están construyendo fábricas enteras, instalando dece-nas de complejas piezas de maquinaría, formando a cientos de personas, y poniendo en funcionamiento sistemas de control de calidad completos. A su vez, los plazos, los niveles de producción y los precios exigidos por la industria local actualmente no faci-litan a los fabricantes locales alcanzar los máximos estándares de calidad exigidos.

Como sucede en otros mercados de fabricación más maduros, como China, es esencial realizar un exhaustivo proceso de diligen-cia debida cuando se adquieren paneles fotovoltaicos. Realizar un

the current production costs, especially when some of the local manufacturers are still in the ramp-up process.

In Enertis’ opinion, the future performance of the PV plants operating across South Africa depends on several factors – adequate planning and engineering, correct construction and operation of the assets, good

selection of equipment - but one of the most critical components, if not the most, continues to be the PV modules themselves. It is essential for the success of a project that the PV panels are correctly selected, inspected, installed and monitored during the entire life of the plants. The interests of every party involved in a project, whether it is the bank, the developer, the EPC contractor or the operator, are in the same boat when it comes to module performance. Should a major problem occur with the modules performance, none of those parties will achieve their targets and economic losses will be difficult to minimise.

PV modules technology is well proven and experience gained from other markets makes things easier today. Well-known manufacturers have moved to South Africa bringing a significant amount of practical knowledge and experience to this market. However, entire factories are currently being built, dozens of complex pieces of equipment installed, hundreds of people trained, and comprehensive quality control systems and practices are being put in place. Furthermore, the timelines, production and price levels demanded by the local industry these days do not make it any easier for local manufacturers to achieve the required maximum quality standards.

As happens in other more mature manufacturing markets, such as China, it is essential to undertake a thorough due diligence process when purchasing PV panels. An adequate quality control of the modules supply during their manufacturing is showing great results in major markets, as it largely reduces risks during the entire life of the plant.

Actions including vendor qualification, adequate contract negotiation – introducing appropriate criteria for the acceptance and/or rejection of lots - factory auditing prior to and during construction, as well as contrast verification testing of samples in an independent laboratory are the main steps to be followed when carrying out a quality control that can help maximise the project investment and its profitability.

As local manufacturers go through this process, the result culminates in an improvement in product quality, as they are pushed to improve their systems and correct any production deficiencies. Not only the major developers benefit from this improvement but also small scale and distributed generation users.

Enertis, which offers a permanent technical team in South Africa, conducts module testing in its Port Elizabeth laboratory

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adecuado control de calidad del suministro de módulos durante su fabricación está aportando excelentes resultados en los principales mercados, ya que reduce en gran medida los riesgos durante toda la vida de la planta.

Acciones como la pre-calificación de proveedores, una adecuada negociación de contratos - introduciendo criterios adecuados para la aceptación y/o el rechazo de los lotes - la auditoría de las fábri-cas con anterioridad a, y durante la construcción, así como las rea-lización de pruebas de verificación de contraste de muestras en un laboratorio independiente, son los principales pasos a seguir para llevar a cabo un control de calidad que pueda ayudar a maximizar la inversión del proyecto y su rentabilidad.

A medida que los fabricantes locales se sometan a este proceso, el resultado culminará en una mejora de la calidad del producto, ya que se verán empujados a mejorar sus sistemas y corregir cualquier deficiencia de producción. No sólo los grandes promotores se be-nefician de esta mejora, sino también los usuarios de generación distribuida y de menor tamaño.

Enertis, que cuenta con un equipo técnico per-manente en Sudáfrica, lleva a cabo pruebas de módulos en su laboratorio de Port Elizabeth (máxima potencia, electroluminiscencia o ais-lamiento eléctrico, entre otros), controles de fabricación en las fábricas de módulos fotovol-taicos, pruebas técnicas directamente en las plantas y asesoramiento en la negociación de contratos de paneles fotovoltaicos.

Enertis está actualmente realizando inspec-ciones en fábricas y pruebas de control de ca-lidad independientes en el marco de la Tercera Ronda del proyecto Sonnedix-Mulilo Prieska. Además está proporcionando servicios de la-boratorio y de pruebas in situ a varios de los principales promotores y contratistas EPC in-volucrados en las anteriores Rondas, así como a otros instaladores del sector comercial/resi-dencial.

– Flash-test, Electroluminescence and Electrical Insulation, among others -, manufacturing audits at the PV module factories, testing services directly at the plants and provides advice on PV panels supply contract negotiation.

Enertis is a pioneering company in defining quality assurance programs for photovoltaic projects. Since 2007, the company has advised clients on the acquisition of modules with a nominal accumulated output of over 600 MW. During its field inspections and at its accredited mobile and conventional laboratories, to date it has inspected more than 16,000 modules from manufacturers all over the world.

Enertis is currently performing factory inspections and independent quality control testing as part of the Round 3 Sonnedix-Mulilo Prieska project. The company is also providing laboratory and on-site testing services to a number of major developers and EPC contractors involved in Rounds 1 and 2, as well as to other installers from the commercial/residential sector.

La edición de 2015, novena de este informe, es la segunda edición que cubre las plantas de gran tamaño sobre suelo, la primera es de julio de 2014, y considera para el estudio una instalación de 50 MWp de capacidad instalada, con seguidores a 1 eje y bajo un modelo de financiación de tipo project finance (los recursos económicos que genera la producción del campo solar son empleados en el pago del préstamo que el promotor solicitó al banco para poner en mar-cha la instalación fotovoltaica). La novena edición del informe GPM analiza la regulación y la competitividad económica de la tecnolo-gía fotovoltaica en ocho países diferentes: Chile, Honduras, Italia, México, Marruecos, Sudáfrica, Turquía y USA (Texas), habiéndose incluido este año Honduras y Sudáfrica.

El hecho que la paridad de generación no haya sido alcanzada en un mercado no implica que no se estén desarrollando plantas grandes. Existen otras razones que pueden crear una situación favorable que incentive la inversión, como la existencia de un sistema RPS (Re-newable Portfolio Standard) o de un FiT o la concesión un esquema conveniente de PPA firmado por el inversor. Dada la volatilidad de varios de los mercados mayoristas y la rápida reducción de los pre-cios fotovoltaica, se debería seguir analizando la competitividad de las instalaciones grandes a lo largo del tiempo.

Principales conclusiones del informe

Chile. Los elevados precios de la electricidad y los niveles de radia-ción han hecho posible la paridad de generación, si bien los márge-

The 2015 edition, the ninth of this report, is the second study to include utility-scale PV plants with the first report dating from July 2014. The study takes into account an installed capacity of 50 MWp using a single-axis tracking system under a project finance scheme (the economic resources generated by the production of the solar field are used to pay for the loan that the developer requests from the bank to commission the PV installation). The ninth edition of the GPM report analyses the regulation and economic competitiveness of PV technology in different countries: Chile, Honduras, Italy, Mexico, Morocco, South Africa, Turkey and the USA (Texas) with Honduras and South Africa being new additions this year.

The fact that generation parity has not been achieved in a specific country does not mean that utility-scale plants are not being developed. Other reasons exist that might create a favourable situation to incentivise investment, such as the existence of an RPS (Renewable Portfolio Standard) system or a FiT programme or a convenient PPA scheme signed by the investor. Given the volatility of many of the wholesale markets and the rapid drop in PV prices, the competitiveness of utility-scale installations should continue to be analysed over time.

Main findings of the report

Chile. High electricity prices and irradiation levels have made generation parity possible, even though the margins to protect

against falls in the market prices have considerably decreased.

Honduras. The country is relatively close to grid parity. The required tariff for the investor is around 30% higher than the reference prices. Irradiation levels are attractive and the reference price is high, even though high CPI rates and capital costs have a negative influence on the result.

Italy. The PV generation parity situation has changed in the last two semesters.

LA PARIDAD DE RED DEPLANTAS FOTOVOLTAICAS A GRAN ESCALA, UNA REALIDAD EN CHILE Y MARRUECOSSegún los resultados de la novena edición del estudio PV Grid Parity Monitor, realizado por la consultora Creara, con el patrocinio de BayWa, Exosun y PVHardware y la colaboración de Copper Alliance, la paridad de generación fotovoltaica de instalaciones grandes se puede alcanzar en los mercados ma-yoristas de electricidad sin necesidad de incentivos, de hecho es ya una realidad en Chile y Marruecos y está cerca de ser conseguida en Honduras. El informe define la paridad de ge-neración fotovoltaica como el momento en el que los reque-rimientos de rentabilidad de un inversor son cubiertos en su totalidad con los precios del mercado eléctrico mayorista.

GRID PARITY FOR UTILITY-SCALE PV PLANTS:A REALITY IN CHILE AND MOROCCOAccording to the results of the ninth edition of the PV Grid Parity Monitor study, carried out by the consultancy Creara and sponsored by BayWa, Exosun and PVHardware in cooperation with Copper Alliance, PV generation parity in utility-scale installations can be achieved in the wholesale electricity markets without the need for incentives. This is already a reality in Chile and Morocco and is close to being achieved in Honduras. The report defines PV generation parity as the moment in which the profitability requirements of an investor are fully covered by wholesale electricity market prices.

Planta fotovoltaica Calama Solar (Chile). Foto cortesía de Solarpack Calama Solar PV Plant (Chile). Photo courtesy of Solarpack

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nes de protección frente a caídas del precio en los mercados han decrecido significati-vamente

Honduras. Se encuentra relativamente cer-ca de la paridad de generación. La tarifa requerida por el inversor está alrededor de un 30% por encima de los precios de refe-rencia. Los niveles de irradiación son atrac-tivos y el precio de referencia es elevado, si bien lo elevado del índice de precios de consumo y los costes de capital influyen negativamente.

Italia. La situación de paridad de genera-ción fotovoltaica ha cambiado en los dos últimos semestres. Tras la aguda bajada del precio mayorista de la electricidad re-gistrada durante el segundo semestre de 2013, el precio de referencia no ha cam-biado significativamente. En todo caso, la volatilidad del mercado italiano es más que considerable y mantiene en alerta al Observatorio.

México. Continúa inmerso en una gran reforma regulatoria que afecta a las actividades de generación y que presumiblemente im-pactará en los precios mayoristas. El precio de referencia ha caído significativamente en los últimos años. La tarifa requerida por un inversor fotovoltaico para alcanzar su rentabilidad mínima exigi-da presenta valores razonablemente atractivos. Creara considera de cualquier manera que el caso mexicano merece una atención a corto y medio plazo más específica.

Marruecos. Es otro de los países que ha alcanzado la paridad de ge-neración, aunque la tarifa requerida es solo un poco más baja que el precio de referencia. El incremento de los precios de la electrici-dad previsto para los próximos años, debería incrementar a la par el atractivo de este país en lo que respecta a la inversión en instala-ciones de generación solar de gran tamaño.

Sudáfrica. Se encuentra todavía muy lejos de la paridad, según Creara. La irradiación allí es elevada, pero los precios de referencia son todavía demasiado bajos para poder competir con ellos.

Turquía. Los elevados costes del capital (tanto para fondos propios como para ajenos) y el índice de precios de consumo dificultan la paridad de generación. No obs-tante, la electricidad allí es relativamen-te cara y la tarifa requerida por los inversores fotovoltaicos para al-canzar su rentabilidad mínima exigida está bajando.

Texas. El Observatorio se-ñala que en este estado, y aunque la tarifa requerida es la más baja de todos los mercados estudiados en el informe, los ratios mayoristas del mercado no son lo suficientemente atractivos como para hacer posible la paridad de gene-ración. Tanto la tarifa requeri-da como los precios de referen-cia han descendido en los últimos dos semestres.

Following the sharp drop in the wholesale price of electricity recorded during the second half of 2013, the reference price has not significantly changed. In any event, the volatility of the Italian market is more than considerable and remains on alert at the Observatory.

Mexico. The country continues to be immersed in an important regulatory reform that is affecting generation activities and that will presumably impact on the wholesale prices. The reference price has dropped significantly in past years. The required tariff for a solar investor to achieve their minimum required profitability offers reasonably attractive values. In any event Creara believes that the Mexican case merits more specific attention in the short- and medium-term.

Morocco. This is another of the countries that has achieved generation parity, even though the required tariff is just a little under the reference price. The forecast increase in electricity prices for the coming years should increase the attractiveness of this county in line with investment in utility-scale solar generation installations.

South Africa. According to Creara, the country is still a long way from achieving parity. Although irradiation levels

there are high, reference prices are still too low to be able to compete with them.

Turkey. High capital costs (both from private and external funds) and the consumer

price index are hindering generation parity. However, electricity is relatively expensive and the required tariff for the PV investors to achieve their minimum required profitability is coming down.

Texas. The Observatory indicates that in this state, despite the required tariff

being the lowest of all the markets studied in the report, the wholesale

market rates are not sufficiently attractive to make generation parity possible. Both the

required tariff and the reference prices have dropped in the last two semesters.Planta fotovoltaica de Sishen (Sud-

áfrica). Foto cortesía de Acciona Sishen PV plant (South Africa). Photo courtesy of Acciona

Durante este mismo período se anunciaron un total de 3,2 GW de proyectos fotovoltaicos en la región y se comenzó la construcción de un total de 891 MW. La cartera de proyectos fotovoltaicos en La-tinoamérica ascendía al final del segundo semestre del año en cur-so a 38,2 GW. En cuanto a los actores del mercado SunEdison es el principal desarrollador en Latinoamérica, con 318 MW de potencia en operación. Por su parte Enel Green Power tiene la mayor cartera de proyectos en la región con 1,7 GW.

Por países, Chile es actualmente el gran mercado de la energía solar. De acuerdo con el último informe sobre el estado de las re-novables en Chile, publicado por el CIFES, Centro Nacional para la Innovación y Fomento de las Energías Sustentables, dependien-te del Ministerio de Energía chileno, a fecha 30 de septiembre en Chile había un total de 741 MW fotovoltaicos instalados en los sis-temas interconectados, SING y SIC (considerando como proyectos en operación los proyectos entregados a explotación comercial, así como aquellos que se encuentran interconectados en fase de pruebas).

La cartera de proyectos fotovoltaicos en Chile a esa fecha asciende a 16 GW. De ellos 2.110 MW se encuentran en construcción, otros 10.332 MW ya tienen la resolución ambiental aprobada y se en-cuentran en proceso de calificación ambiental otros 3.566 MW.

Precisamente hace poco más de un mes se anunciaba el comienzo de construcción de una de las mayores plantas fotovoltaicas de Lati-noamérica. El Romero Solar situada en el desierto de Atacama, con-tará con una potencia máxima de 246,6 MWp (196 MW nominales). La planta está siendo construida por Acciona y su puesta en marcha está prevista para mediados de 2017. El Romero Solar se extenderá sobre una superficie de 280 ha en el desierto de Atacama, contará con 777.360 módulos fotovoltaicos de silicio policristalino que tota-lizan una superficie de captación solar de más de 1,5 millones de m2 y producirá anualmente unos 505 GWh de ener-gía limpia.

De acuerdo con el Latin America PV Playbook, Chile seguirá siendo el principal mercado fotovoltaico de Latino-américa, y al finalizar el año la potencia fo-

During this same period, a total of 3.2 GW of PV projects were announced for the region with a total of 891 MW entering construction phase. By the end of H2 2015, the PV projects pipeline in Latin America will have reached 38.2 GW. As regards the players in the market, SunEdison is the leading developer in Latin America, with 318 MW of capacity in operation. Enel Green Power has the largest pipeline in the region with 1.7 GW.

By country, Chile is currently the biggest solar power market. In line with the latest report on the status of renewables in Chile, published by the CIFES, the National Centre for Innovation and Promotion of Sustainable Energy, part of Chile’s Ministry of Energy, as at 30 September in Chile, there was a total of 741 MW of PV installed in the interconnected systems, the SING and SIC (taking as projects in operation those delivered for commercial operation, as well as those projects that are interconnected and undergoing testing). As at that date the PV projects portfolio in Chile amounted to almost 16 GW. Of these 2,110 MW are in construction phase, a further 10,332 MW already have their environmental decision approved with a further 3,566 MW undergoing the environmental classification process.

Just over one month ago, the start of construction was announced for one of Latin America’s largest PV plants. The Romero Solar, located in the Atacama Desert, offers a maximum capacity of 246.6 MWp (196 MW nominal). This plant is being constructed by Acciona and its commissioning is forecast for the middle of 2017. Covering a surface area of 280 ha in the Atacama Desert, the Romero Solar offers

777,360 PV modules of polycrystalline silicone that make up a solar collection surface area of over 1.5 million m2 to produce 505 GWh of clean energy every year.

According to the Latin America PV Playbook, Chile will continue to be the region’s leading PV market and by the end of the

LATINOAMÉRICA, MERCADO POR EXCELENCIA PARA LA SOLAR. TOP 3 DE PAÍSES POR POTENCIA SOLAR INSTALADA Latinoamérica es la frontera mundial para los mercados sola-res sin subsidios. Con altos niveles de insolación y una deman-da creciente, Latinoamérica está posicionada para ser una de las regiones más atractivas del planeta para el desarrollo so-lar. De acuerdo con la edición de septiembre del Latin America PV Playbook de GTM Research, en el segundo trimestre de 2015 entraron en operación comercial en Latinoamérica 363 MW fotovoltaicos en plantas a escala comercial, estableciendo un nuevo record para la región.

LATIN AMERICA: SOLAR MARKET PAR EXCELLENCE.TOP 3 COUNTRIES BY INSTALLED SOLAR CAPACITY Latin America is the global frontier for unsubsidised solar markets. With high solar irradiation levels and growing demand, Latin America is positioned to be one of the most attractive regions on the planet for solar development. In line with the September edition of the Latin America PV Playbook from GTM Research, during Q2 2015, 363 MW of PV energy came online across Latin America in utility-scale plants, setting a new record for the region.

Planta fotovoltaica María Elena (Chile). Foto cortesía SunEdison | María Elena PV plant (Chile). Photo courtesy of SunEdison

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tovoltaica instalada en el país podría ascender a 1 GW. En segun-do lugar podría situarse Honduras, que al finalizar el año podría haber superado a México, pasando de una potencia instalada de unos 5 MW al finalizar 2014 a unos 460 MW al finalizar este año.

Honduras,cumpliendo las previsiones

A medida que avanza 2015 se va confirmando el avance del mercado hondureño, en mayo comenzó a operar el parque solar de Sopossa-Cohessa (Nacaome) de 100 MW de potencia. Posteriormente, en junio entraba en operación la planta solar Marcovia de 35 MW. La construcción de esta planta fue adjudicada a la empresa española Grupo Ortiz, que a su vez puso a cargo de este proyecto a la también española Gestamp Solar. En la central se instalaron módulos del fa-bricante Trina Solar e inversores del fabricante español GPtech, que suministró 24 estaciones integradas (inversores+transformador) en contenedores GPTech Apis. La generación anual de electricidad se ha estimado en unos 93 GWh.

También en junio se inauguró el proyecto Parque Solar Pavana, de 24 MW, propiedad de la compañía energética hondureña Energía Básica S.A., equipado con cerca de 80.000 módulos solares de Yingli Solar y construido por la estadounidense Sybac Solar, que realizó los servicios de ingeniería, abastecimiento y construcción.

En agosto, la compañía española Isolux Corsán hizo entrega del que es su primer proyecto solar fotovoltaico en Honduras, la planta Aura II de 61,48 MWp, que ha contado con un presupuesto cercano a los 100 M$ y que ha sido realizado en un ajustado plazo de 7 meses. Desarro-llada por la mexicana Gauss Energía, Aura II ocupa una extensión de 145 ha y cuenta con más de 200.000 módulos fotovoltaicos instala-dos sobre seguidores de 1 eje del fabricante español Grupo Clavijo.

La planta generará 109.000.000 kWh al año, esta energía se en-tregará a la ENEE a través de su interconexión con la subestación de Santa Lucía. El contrato de compra-venta de energía tiene una vigencia de 20 años.

Por tanto de los 460 MW previstos por el Latin America PV Playbook hasta agosto se había alcanzado una potencia instalada de unos 225 MW en grandes centrales fotovoltaicas sobre suelo.

México, que cerrará 2015 como el tercer mercado más importante de la región es analizado en el siguiente artículo.

year could see an installed PV capacity of 1 GW. Honduras could find itself in second place, overtaking Mexico by the end of this year, with its 2014 installed capacity of around 5 MW increasing to around 460 MW by the end of 2015.

Honduras,fulfilling expectations

As 2015 advances, the progress of the Honduran market is confirmed with the 100 MW Sopossa-Cohessa (Nacaome) Solar Park coming online in May. This was followed in June with the operational start-up of the 35 MW Marcovia solar plant. The construction of this plant was awarded to Spanish company Grupo Ortiz that in turn appointed Spain’s Gestamp Solar as project manager. Modules from the manufacturer Trina Solar were installed in the plant and inverters from Spanish manufacturer GPtech that supplied 24 integrated stations (inverters + transformer) in GPTech Apis containers. Annual electricity generation has been estimated at around 93 GWh.

June also saw the inauguration of the 24 MW Pavana Solar Park project, owned by the Honduran energy company, Energía Básica S.A. The park is equipped with around 80,000 solar modules from Yingli Solar and was constructed by the US firm Sybac Solar that carried out the engineering, procurement and construction services.

In August, the Spanish company Isolux Corsán delivered what is its first solar PV project in Honduras, the Aura II plant with a 61.48 MWp capacity and a budget of close to US$100m, executed within a tight timeframe of 7 months. Developed by Mexico’s Gauss Energía, Aura II occupies a surface area of 145 ha with over 200,000 PV modules installed on single-axis trackers from Spanish manufacturer Grupo Clavijo. The plant will generate 109,000,000 kWh per year and the energy will be delivered to the ENEE via its interconnection with the Santa Lucía substation. The power purchase agreement is effective for 20 years.

As such, out of the 460 MW forecast by the Latin America PV Playbook for August, an installed capacity of some 225 MW has been achieved by the large ground-based PV plants.

Mexico, that will close 2015 as the third most important market in the region, is analysed in the next article.

Un proyecto sobre cubierta pionero en Honduras | A pioneering rooftop project in Honduras

Además de las grandes centrales fotovol-taicas sobre suelo que se están constru-yendo en Honduras este año ha entrado en servicio el país una de las mayores ins-talaciones sobre cubierta de Centroaméri-ca. Está ubicada en la cubierta de la planta embotelladora de PepsiCo en la región, EMSULA (Embotelladora de Sula S.A.) en la localidad de San Pedro Sula, en Honduras y se completó el pasado mes de marzo.

La central, construida por la empresa hondu-reña Smartsolar, tiene una potencia total de 3 MW, generará 4.252,4 MWh/año y evitará 1.408 t/año de emisiones de CO2. En ella son varias las empresas españo-las que han participado, por un lado Proinso suministró 3 MW de inverso-res, un total de 105 inversores SMA Sunny Tripower 24000, y Alusin Solar suministró las estructuras para el montaje de los 11.650 módulos de Jinko Solar que conforman la planta.

In addition to the large ground-based PV plants that are being constructed in Honduras, this year has seen one of the largest rooftop installations come online in Central America. It is situated on the roof of the PepsiCo bottling plant in the region, EMSULA (Embotelladora de Sula, S.A.) in the locality of San Pedro Sula and was completed in last March.

Constructed by Honduran company Smartsolar, the plant has a total capacity of 3 MW and will generate 4,252.4 MWh/year, avoiding the emission of 1,408 t/

year of CO2. Various Spanish companies have taken part in the project: Proinso supplied 3 MW of inverters, a total of 105 SMA Sunny Tripower 24000 inverters; and Alusin Solar supplied the structures for assembling the 11,650 Jinko Solar modules that make up the plant.

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Recabando datos más recientes, de acuerdo con el Sistema de In-formación Energética de la SENER, que emplea datos de la CFE, en-tre enero y agosto de este año la fotovoltaica generó en México 9,3 GWh. De hecho, considerando datos de la propia CRE de mayo de este año los permisos otorgados para plantas fotovoltaicas de más de 1 MW en todo el territorio nacional representan un total de algo más de 7.278 MW.

Entre 2011 y 2014 el mercado solar mexicano ha crecido a tasas próximas al 100% anual, y las cifras que presentan el INERE y la CRE parecen pronosticar que el mercado seguirá creciendo a buen ritmo. De acuerdo con previsiones privadas y de la Secretaría de Energía para el período 2018-2019 el parque fotovoltaico de Méxi-co podría llegar a los 4.000 MW de potencia instalada. También es un buen augurio para este mercado, el potencial posible estimado para la solar en México, que de acuerdo con el propio INERE y la Prospectiva de Energías Renovables 2013-2027 de SENER, se situaría en 2.500.000 de GWh/año.

El mercado fotovoltaico mexicano disfruta de un abundante recur-so y como el resto de renovables, está en muy buena posición para su aprovechamiento gracias a la Ley de Transición Energética, que detonará aún más el sector de la energía solar en México gracias a la meta federal, que pretende alcanzar una participación de las re-novables del 35% en la generación total de energía para el año 2024. Meta a la que sin duda contribuirá la energía solar fotovoltaica.

De hecho gracias a las características del mercado mexicano: irradiación solar, la estructura y funcionamiento de su mercado eléctrico, el apoyo regulatorio a la generación fotovoltaica y la evolución de tarifas eléctricas y del costo total de corto plazo, en México, en ciertas ciudades y segmentos, ya se puede hablar de la existencia de paridad de red, tal y como se recoge en el informe PV Grid Parity México publicado en mayo de este año por la consultoría Creara. Entre las principales conclusiones de este informe nos encontra-mos con:

En el sector residencial (instalaciones de 3 kW), la alta competitividad de la fotovoltaica y una eficiente regulación de medición neta han generado una excelente oportunidad para la tecnología fotovoltaica entre los consumido-res DAC (domésticos de alto consumo), que representan aproximadamente unos 500.000 clientes potenciales en todo México. De hecho, en este segmento ciudades como Ciudad de México y Hermosillo ya han alcanzado la pa-ridad de red.

Turning to the latest figures, in line with SENER’s Energy Information System that uses data from the state utility, the CFE, PV in Mexico generated 9.3 GWh between January and August 2015. Indeed, data from the CRE (Mexico’s energy regulatory commission) from May this year shows that licences granted for PV plants of more than 1 MW throughout Mexico represented just over 7,278 MW.

Between 2011 and 2014, Mexico’s solar market has grown at rates of close to 100% per year and the figures presented by the INERE and the CRE appear to forecast that the market will continue to grow at a good pace. In line with independent forecasts and the Energy Ministry for the period 2018-2019, Mexico’s PV stock could achieve 4,000 MW of installed capacity. Another good omen for this market is the possible estimated potential for solar in Mexico that, in line with the INERE itself and the SENER’s Renewable Energy Outlook 2013-2027, could amount to 2,500,000 GWh/year.

The Mexican PV market enjoys an abundant resource and, as with other renewables, is very well positioned for its development thanks to the Energy Transition Law that will give an even larger boost to the solar power sector in Mexico. This is due to the federal target that aims to achieve 35% of total energy generation from renewable sources by 2024, a target to which solar PV energy will undoubtedly contribute.

Thanks to the characteristics of the Mexican market: solar irradiation, the structure and operation of its electricity market, the regulatory support for PV generation and the evolution of the electricity tariffs and its overall short-term cost, in Mexico,

LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN MÉXICO. UN MERCADO EN PLENA EXPANSIÓNEl tamaño total del mercado solar fotovoltaico en México a finales de 2014 alcanzó los 66 MW instalados según datos recogidos en el Inventario Nacional de Energías Renovables (INERE); a esta potencia corresponde una generación anual de 84 GWh. A esa fecha, y siempre de acuerdo con los datos reco-gidos en este inventario, había en México un total de casi 1.815 MW en construcción, lo que representa un potencial de gene-ración de 3.487 GWh/año. Si tenemos en cuenta las instalacio-nes en proyecto, aquellas que no habían iniciado su construc-ción antes de finalizar el pasado año, nos encontramos con otros 2.333 MW, representando una capacidad de generación anual de 4.684 GWh.

PV ENERGY IN MEXICO. A BOOMING MARKETAt the end of 2014, the total size of Mexico’s solar PV market stood at 66 MW installed according to data contained in the National Renewable Energy Inventory (INERE); this capacity corresponds to an annual generation of 84 GWh. At that time, and in line with the information contained in this inventory, there was a total of 1,815 MW under construction in Mexico, representing a generation potential of 3,487 GWh/year. Taking into account installations in the pipeline and those whose construction had not started prior to the end of last year, there are a further 2,333 MW, together totalling an annual generation capacity of 4,684 GWh.

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Para instalaciones en el segmento comercial (instalaciones de 30 kW), se mantiene la situación de paridad de red es completa desde el segundo semestre de 2011, en la ciudades antes mencionadas, para los usuarios de la tarifa 2 (potencia contratada inferior a 25 kW). Para consumidores de la tarifa 3 (> 25 kW), el efecto conjunto de la bajada de los costes de la fotovoltaica y la subida de precios de electricidad de red han llevado a una situación de paridad de red en 2014.

En el caso de plantas fotovoltaicas para generación eléctrica a gran escala, la paridad de generación en México se evalúa para la ciudad de Santa Ana, en Sonora, para un productor fotovoltaico que recibe una retribución equivalente al 98% del CTCP en el nodo de Sonora Norte (durante el día). En este caso, la paridad de red de la energía fotovoltaica que se había conseguido en 2012 y se mantuvo durante el primer semestre de 2013, desapareció en 2014 debido a una fuer-te bajada del CTCP.

Las grandes plantas solares mexicanas

Actualmente solo existen en México dos plantas fotovoltaicas a gran escala en funcionamiento comercial, Aura Solar I (39 MW) en Baja Cali-fornia Sur y Tai Durango I (16,8 MW), si bien se encuentran en construc-ción (datos a finales de 2014) en torno a 62 plantas fotovoltaicas con potencia por encima de 10 MW, 52 de ellas por encima de los 20 MW.

Aura Solar I

Planta construida por Gauss Energía en La Paz, Baja California Sur, con una capacidad de 39 MWp. Genera 82 GWh/año, suficiente para abastecer el consumo de 164.000 habitantes, o lo que es lo mismo, el 65% población de La Paz. La planta ocupa una superficie de 100 hectáreas, con un total de 131.800 módulos policristalinos con se-guidores de un eje. La inversión total del proyecto ascendió a 100 M$, y su vida útil será de 30 años.

Aura Solar I cuenta con un permiso otorgado por la Comisión Regu-ladora de Energía (CRE), bajo el esquema de Pequeña Producción de Energía Eléctrica. La energía producida por esta planta se destina de manera exclusiva a la CFE, a través de un contrato de compra-venta de energía por 20 años prorrogables. CFE paga la energía su-ministrada por el proyecto con base en el Costo Total de Corto Plazo (CTCP) del nodo de La Paz.

El parque solar se interconecta con la subestación Olas Altas a tra-vés de una nueva línea de transmisión de 115 kV y 2,9 km; y, según

in specific cities and segments, grid parity is already a reality, as reported by the PV Grid Parity Mexico study published in May this year by the consultancy company Creara. The main conclusions of this report include the following:

In the residential sector (facilities of 3 kW), the high level of competitiveness of PV and efficient net metering regulation have created an excellent opportunity for PV technology among DAC (high household consumption) consumers, representing some 500,000 potential clients throughout Mexico. In fact, in this segment, cities such as Mexico City and Hermosillo have already achieved grid parity.

For installations in the commercial segment (facilities of 30 kW), full grid parity has been maintained since the second semester of 2011 in the above cities, for tariff 2 users (contracted power of < 25 kW). For tariff 3 consumers (> 25 kW), the combined effect of reduced PV costs and the rise in grid electricity prices resulted in achieving grid parity in 2014.

In the case of PV plants for utility-scale electricity generation, grid parity in Mexico is being assessed for the city of Santa Ana, in Sonora, for a PV producer that receives compensation equivalent to 98% of the CTCP (Short-Term Total Cost) in the Sonora Norte node (during the day). In this case, the PV energy grid parity that was achieved in 2012 and maintained during the first semester of 2013, disappeared in 2014 due to a sharp drop in the CTCP.

Mexico’s utility-scale solar plants

There are currently only two utility-scale PV plants commercially operating in Mexico: Aura Solar I (39 MW) in Baja California Sur and Tai Durango I (16.8 MW). However there are around 62 PV plants under construction (data as at the end of 2014) with a capacity in excess of 10 MW, 52 of which are over 20 MW.

Aura Solar I

Constructed by Gauss Energía in La Paz, Baja California Sur, with a capacity of 39 MWp, the plant generates 82 GWh/year which is enough to cover the consumption demands of 164,000 inhabitants or in other words, 65% of the population of La Paz. The plant occupies a surface area of 100 hectares and has a total of 131,800 polycrystalline modules with single-axis trackers. The total project investment amounted to US$100m and will have a 30-year useful life.

Aura Solar I benefits from a licence granted by the CRE under the SPP (Small Power Producer) generation scheme. The energy produced by this plant is exclusively allocated to the CFE under a power purchase agreement lasting 20 years with the option to extend. CFE pays for the energy supplied by the project on the basis of the CTCP - Short-Term Total Cost - of the La Paz node.

The solar farm is interconnected with the Olas Altas substation via a new 2.9 km long, 115 kV transmission line and, as scheduled, started to supply energy to the grid during the third quarter of 2013.

Unlike other utility-scale PV farms around the world, Aura Solar I did not receive any subsidies from public and private entities. Moreover it is the first utility-scale PV project developed within this regulatory framework and Mexico’s largest solar power plant.

Aura Solar I is owned by Corporación Aura Solar with Gauss Energía designing the project structure and development

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Alusin Solar

Alusin Solar es una empresa ubicada en Asturias, corazón indus-trial de España, dedicada a la ingeniería y fabricación de estructu-ras en acero y en aluminio, para el montaje de paneles solares. Des-de su fundación en el año 2010, Alusin Solar acumula ya más de 70 MW de proyectos solares ejecutados entre más 230 proyectos.

Desde sus comienzos Alusin Solar mantuvo su mercado natural en el territorio español, hasta que en 2013, motivada por el parón decretado por el gobierno en todo lo concerniente a las energías renovables, co-menzó su expansión internacional. Hoy, más de 5 años después de su fundación, Alusin Solar trabaja de manera regular en Europa, Centroa-mérica y Sudamérica, habiendo realizado recientemente su incursión en Asia con su primer proyecto de 1 MW sobre cubierta en Turquía.

En la zona de Centroamérica y Caribe, la empresa tiene su mayor zona de influencia. En la región del Caribe, la empresa ya cuenta con casi 7 MW de estructuras, suministrados entre Puerto Rico, Jamaica, Republica Dominicana y Cuba. Precisamente esta última isla es nue-va en la cartera de países receptores de sus estructuras, y a finales de 2015 ya habrá casi 1 MW de sus estructuras repartidos entre tres proyectos de cubierta. En Centroamérica, destaca especialmente el proyecto sobre la cubierta de la embotelladora de EMSULA (Pepsi & co), el mayor proyecto fotovoltaicos sobre cubierta de toda Centroa-mérica, ubicado en San Pedro Sula, Honduras.

La participación de Alusin Solar en este proyecto comenzó a fra-guarse en noviembre de 2013, cuando Javier Fernández-Font Perez viajó a San Pedro Sula para asesorar y acompañar a la empresa instaladora del proyecto durante el montaje de la planta piloto de 250 kW. Tras el éxito cosechado en este proyecto piloto, y los exce-lentes resultado de producción obtenidos, en junio del pasado año se materializó el contrato para la ampliación del proyecto hasta los 3 MW inaugurados el pasado mes de marzo.

Para este proyecto se empleó el sistema de montaje Gulpiyuri de Alu-sin Solar, un sistema coplanar de estructuras que permite una rápi-da instalación, asegura las fijaciones contra las filtraciones de agua y garantiza la resistencia durante toda la vida útil de la instalación. En total fueron suministrados más de 25 km lineales de este sistema.

Nuevos desarrollos

Fruto de la expansión internacional de la empresa, han surgido nuevas necesidades de estructuras para tipos especiales de te-chos. Hace apenas unas semanas la empresa lanzaba al mercado el sistema UROGALLO CLAMP. Un novedoso sistema de fija-ción de paneles solares para insta-laciones sobre cubiertas de junta alzada o engargoladas. Este siste-ma permite sustituir la fijación de pinza de cubierta + perfil de alu-minio por una pinza de cubierta con rail incorporado, suponiendo una auténtica revolución a nivel de tiempos de ejecución y costes de las estructuras.

Alusin Solar is based in Asturias in the industrial heartland of Spain. The company is dedicated to the engineering and manufacture of steel and aluminium structures for mounting solar panels. Since its creation in 2010, Alusin Solar has already accumulated over 70 MW in solar projects distributed over more than 230 projects.

From the outset, Alusin Solar maintained its natural customer base in Spain however in 2013, spurred on by the slowdown decreed by the government as regards everything relating to renewable energies, the company embarked on its international expansion. Today, over 5 years since it was founded, Alusin Solar is working regularly in Europe, Central and South America, with a recent incursion into Asia with its first 1 MW rooftop project in Turkey.

The company’s greatest area of influence is in the Central American and Caribbean regions. In the latter, Alusin Solar already has almost 7 MW in assemblies distributed between Puerto Rico, Jamaica, the Dominican Republic and Cuba. Specifically Cuba is the newest member of the portfolio of countries receiving these structures and by the end of 2015 there will be almost 1 MW distributed between three rooftop projects on the island. In Central America, of particular prominence is the rooftop project at the EMSULA (PepsiCo) bottling plant, the largest rooftop PV project in the entire region, situated in San Pedro Sula, Honduras.

The company’s involvement in this project started to take shape in November 2013, when Javier Fernández-Font Perez travelled to San Pedro Sula to evaluate and accompany the project installation company during the assembly of the 250 KW pilot plant. Following the success achieved under this pilot project, and the excellent production results obtained, in June 2014 the contract to extend the project to 3 MW became a reality with their inauguration taking place in March this year.

Alusin Solar’s Gulpiyuri mounting system was used for this project, a coplanar assembly system that offers rapid installation, protecting the fastenings from water penetration and guaranteeing their resistance throughout the useful life of the facility. In total over 25 km linear of this system were supplied.

New developments

As a result of the company’s international expansion, new requirements for structures have emerged for special types of roofs. Just a few weeks ago the company launched its UROGALLO CLAMP system onto the market. An innovative solar panel fastening system for installations on roofs with interlocking or raised

joints. This system can replace the rooftop steel hook + aluminium rail installation with an integrated rail

fastening, a method that represents a real revolution in terms of execution time and structure costs.

MOUNTING SYSTEMS FOR EVERY TYPE OF PV PROJECT

SISTEMAS DE MONTAJEPARA TODO TIPO DEPROYECTOS FOTOVOLTAICOS

Polígono Industrial de Tabaza I, Zona A, Nave 6A • 33439 Carreño, Asturias (Spain) +34 984 112 759 • [email protected] • www.alusinsolar.com

DATOS DE CONTACTO CONTACT DETAILS

Sistema Muniellos. Muniellos System. 700 kW Jamaica.

Sistema Bulnes. bulnes System. 80 kW Chile.

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lo programado, empezó a entregar energía a la red en el tercer tri-mestre de 2013.

A diferencia de otros parques fotovoltaicos de gran escala en el mundo, Aura Solar I no recibe subsidio alguno por parte de entida-des públicas o privadas. Además, es el primer proyecto fotovoltaico de gran escala que se desarrolla bajo este marco regulatorio y, por el momento, la mayor planta de energía solar en México.

Aura Solar I es propiedad de Corporación Aura Solar. Gauss Ener-gía diseñó la estrategia de desarrollo y estructuración del proyecto. Dada la naturaleza sustentable del proyecto, Nacional Financiera (Nafin) y la Corporación Financiera Internacional (IFC) del Banco Mundial aportaron 75% de la inversión total del proyecto en forma de deuda.

Tai Durango I

Tai Durango I, planta fotovoltaica de 16 MW fue inagurada en e mayo de 2014. La planta desarrollada por Eosol Energy México, for-ma parte del denominado proyecto Tai Durango que comprende la construcción de otras dos plantas fotovoltaicas más, una segunda de 129 MW y una tercera de 169 MW. Un proyecto que está previsto concluya en 2016 y en el que se invertirán un total de 1.000 M$.

Tai Durango I se extiende por una superficie de 32 hectáreas en la zona del Centro Logístico Industrial de Durango. El huerto solar está conformado por 70.000 paneles que generarán 32.1 GWh de energía eléctrica al año.

Los aranceles, la sombra que planea sobre este brillante futuro

Recientemente, el Servicio de Administración Tributaria –que enca-beza Aristóteles Núñez Sánchez– ha establecido un nuevo criterio de clasificación, que se traduciría en un arancel del 15% para las im-portaciones de paneles fotovoltaicos, lo que sin duda supondría un freno a la inversión de hasta 4.000 M$, que se espera durante los próximos tres años.

Los especialistas del sector ven un contrasentido en esa medida impositiva, que presuntamente trata de prevenir el comercio ilegal de esta tecnología punta; no solo por el impacto que tendría en el coste de los proyectos solares en desarrollo, ya encarecidos por la subida del tipo de cambio, sino porque la Ley de los Impuestos Ge-nerales de Importación y de Exportación, del 18 de junio de 2007 y el decreto que modifica la tarifa de la Ley, del 26 de noviembre de 2012, garantizaban un arancel exento para los paneles solares.

De hecho, el propio Director Ejecutivo de Asolmex, Israel Hurtado, ha puesto de manifiesto recientemente que los paneles solares son el suminis-tro fundamental para la construcción de parques fotovoltaicos y suponen entorno al 60% de la inversión total en un proyec-to fotovoltaico. Sin embargo, en México la capacidad de fabricación de paneles solares es muy reducida (actualmente la mayoría se importan desde China) y a todas vistas insuficiente para cubrir la demanda de paneles del mercado.

Los inversores han detectado que un arancel del 15% al inicio de la inversión equivale a un impuesto de 40%, tras de calcular una vida útil de los paneles so-lares de 20 años y una tasa de descuen-to del 12% en valor presente.

strategy. Given the sustainable nature of the project, Nacional Financiera (Nafin) and the World Bank’s International Finance Corporation (IFC) contributed 75% of the total project investment in the form of debt.

Tai Durango I

The 16 MW PV plant Tai Durango I was inaugurated in May 2014. Developed by Eosol Energy México, the plant forms part of the so-called Tai Durango project that includes the construction of a further two PV plants of 129 MW and 169 MW respectively. This project, commanding a total investment of US$1Bn, is scheduled to be completed in 2016.

Tai Durango I covers a surface area of 32 hectares in the area of the Durango Industrial Logistics Centre. The solar array comprises 70,000 panels that will generate 32.1 GWh of electrical power.

Duties, the shadow hanging over this bright future

Mexico’s tax administration service (SAT), headed up by Aristóteles Núñez Sánchez, recently established a new categorisation criteria that will translate into a duty of 15% on the importation of PV panels, something that will undoubtedly put the brakes on the anticipated investment over the next three years of some US$4Bn.

Sector specialists see this tax measure, that is presumably aiming to prevent the illegal sale of this cutting-edge technology, as a contradiction: not only due to the impact it will have on the cost of ongoing solar projects that are already more expensive due to a higher exchange rate, but also because the Law on General Import and Export Duties of 18 June 2007 and the decree modifying the legal tariff of 26 November 2012, guaranteed that solar panels would be duty-free.

The Executive Director of Asolmex, Israel Hurtado, has recently declared that solar panels are an essential supply for the construction of solar farms and represent around 60% of the total investment in a PV project. However, Mexico’s capacity to manufacture solar panels is much reduced (the majority are currently imported from China) and is in every way insufficient to cover the market’s demand for panels.

Investors have identified that a duty of 15% at the start of the investment is the equivalent of a 40% tax, having taken into account the 20-year useful life of the solar panels and a discount rate of 12% on current value.

Utilizar el abundante recurso de energía solar en México es, sin duda, una decisión inteligente. Muchas personas están ya familiari-zadas con calentadores solares de agua para uso doméstico y cada vez más propietarios consideran o han decidido utilizar sistemas fotovoltaicos a fin de ahorrar, reducir significativamente o eliminar completamente sus caros recibos de luz.

Muchos se asombran al enterarse de que los costes de la elec-tricidad en México son de 3 a 5 veces más caros por kWh de lo que pagan en su país de procedencia, especialmente para quie-nes están en la tarifa más alta, conocida como la temida DAC (Doméstica de Alto Consumo), cuyo límite de kWh consumidos depende de donde se encuentre ubicado el consumidor. En la zona centro de México, una casa entra en la tarifa DAC cuando su promedio de consumo eléctrico supera los 500 kWh por reci-bo bimestral durante los últimos 12 meses. Si hablamos de zonas costeras, con un alto uso de sistemas de aire acondicionado, el límite se establece en 800 kWh. Para salir de ella y bajar a uno de los tres niveles menores, el promedio de consumo de los 12 meses anteriores tiene que bajar a menos del límite de 500 kWh promedio por bimestre.

Las medidas de conservación y eficiencia energética siempre de-ben ser parte de la solución óptima. Sin embargo, muchas casas modernas requieren de un sistema fotovoltaico que genere elec-tricidad solar, para realmente mantener bajo control el recibo de la luz. Mediante un proceso completamente legal llamado Medición Neta, cuando un sistema fotovoltaico genera más electricidad de la necesaria, el exceso de producción se vende o envía a la red de la CFE a través del medidor y se acredita para su uso en horario noc-turno o en días nublados. Cualquier crédito que se genere durante el ciclo bimestral de facturación se traspasará automáticamente al siguiente ciclo de facturación y puede aplicarse a meses futuros o guardarse para cuando el consumo sea más alto durante el año (por ejemplo: temporadas de aire acondicionado).

Veamos ahora algunos números. La inversión inicial para un sistema de energía solar en la zona central de México va de 6.000$ a 16.000$, y está directamente re-lacionado con la cantidad de energía que se consume. En las zonas costeras donde se usa más aire acondicio-nado, el promedio de inversión inicial es de 9.000$ a 19.000$. La inversión inicial y la solución solar están relacionadas directamente con la cantidad de energía que consume un hogar. A más alta facturación eléctri-ca, más paneles solares se requiere y mayor es la inver-sión inicial requerida.

Cuando un sistema fotovoltaico se dimensiona de for-ma adecuada respecto de la demanda de una casa, con el objetivo de salir de la tarifa DAC, la inversión inicial se puede amortizar en 4 años o menos. El Retorno de Inversión (ROI) en porcentaje durante el primer año está en el entorno del 16% y es el resultado directo del ahorro en efectivo derivado de la facturación actual más baja. Este ROI puede utilizarse al comparar la so-

Without a doubt, full utilisation of Mexico’s abundant solar energy resource makes good sense. Many people are already familiar with domestic solar water heaters and there are a growing number of homeowners that are considering or have already decided to use PV systems to make savings significantly reduce or even eliminate their expensive electricity bills.

Many are shocked when they find out that electricity costs in Mexico are 3 to 5 times more expensive per kWh than what they were used to paying in their home countries, especially for those who are in the highest electrical tier known as the dreaded DAC, the high household consumption tariff. In Central Mexico, a home enters the DAC tariff structure when its average electrical consumption exceeds 500 kWh per bi-monthly bill over the last 12 months. The threshold stands at 800 kWh in coastal regions that use a lot of air conditioning. In order to escape the DAC rate and drop to one of the 3 lower tiers, the 12-month rolling average consumption must be reduced to below the 500 kWh bi-monthly limit.

Energy efficiency and conservation measures should always be part of the optimal solution. However, many modern homes still require a PV system that generates solar electricity to really keep the electricity bill under control. Through a completely legal process called Net Metering, whenever a solar electric system generates more electricity than necessary, the excess production is sold or sent to the CFE grid via the meter and credited for use during the night-time or on cloudy days. Any excess credit generated during the bi-monthly billing cycle is automatically rolled over to the next bill and can be applied to future months or banked for times of the year when consumption is higher (e.g. when air conditioning is necessary).

INVIRTIENDO EN ENERGÍA SOLAREn el turbulento clima económico actual, la incertidumbre fi-nanciera es la principal preocupación para la mayoría de las personas que prestan atención a los mercados globales. La pregunta del millón de dólares permanece sin respuesta: ¿Qué acciones deben tomarse ahora para lograr un futuro finan-cieramente estable y exitoso? Tal vez sólo los Buffet, Slim y Gates del mundo tengan la respuesta, pero algo que muchos de nosotros podemos hacer ahora a nivel local, es invertir en paneles solares o sistemas de energía solar para nuestros ho-gares y negocios.

INVESTING IN SOLAR ENERGYIn today’s, turbulent economic climate, financial uncertainty is the main concern for the majority of people who actually pay attention to global markets. The million dollar question remains unanswered: “What actions should be taken now to guarantee a financially stable and successful future?” Perhaps it is only the Buffets, Slims and Gates of the world that truly have all the answers, but something many of us can do now at local level is invest in solar energy systems or solar panels for our homes and businesses.

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lución solar con otras inversiones como cuentas de ahorro, bonos, acciones, etc. ¿Dónde se puede conseguir ese nivel de rentabilidad de las inversiones en los bancos o en los mercados financieros ac-tualmente?

Se debe considerar que en los años siguientes, el ROI puede ser ma-yor, ya que las tarifas eléctricas continúan incrementándose con los costes de energía asociados con el petróleo y los combustibles fósiles. En efecto, se crea una protección contra los futuros incre-mentos del coste de la energía, que históricamente en México ha registrado, de media, un 10% de crecimiento anual compuesto para el rango DAC. Otro beneficio es reducir o eliminar uno de los más altos costes operativos de una casa, permitiendo así controlar los gastos futuros.

En síntesis, se está tomando la decisión de ser dueño de su propio generador de energía en lugar de rentarlo y tirar dinero en pagos por facturación alta. Asimismo, los paneles solares tienen una ga-rantía del fabricante de 25 años y pueden considerarse una buena inversión a corto, medio y largo plazo que, además, requiere bajo mantenimiento. Como un añadido más, estudios recientes revelan que se incrementa el valor de reventa de una casa al instalar un sistema de energía solar, dado que se reducen los costes operativos anuales.

El gran tema

La producción de petróleo en Méxi-co alcanzó su máximo alrededor de 2004-2005 y ha declinado drástica-mente desde entonces. ¿Por qué es tan cara la electricidad en México? Más del 30% de la electricidad se genera toda-vía en México a partir de petróleo y sus derivados (fuel). Como este combusti-ble barato para producir electricidad ya no está disponible, el gobierno se ha visto obligado a eliminar los subsi-dios de electricidad que los individuos, negocios e industrias alguna vez dis-frutaron. De hoy en adelante, cada vez que el precio del petróleo aumente, aumentará el precio de la electricidad.

Let’s have a look at some numbers. The initial investment for a solar PV system in Central Mexico ranges from US$6,000 to US$16,000 and is directly related to the amount of energy consumed. In coastal regions where more air conditioning is used, the average initial investment is from US$9,000 to US$19,000. The initial investment and the solution are directly related to the amount of energy consumed by a home: the higher the electric bill, the greater the initial investment as more solar panels are required.

When correctly sized according to a home’s electrical needs, with the aim of avoiding the DAC tariff, the initial investment can be amortised within a maximum of 4 years. The ROI as a percentage in the first year is in the region of 16% and is a direct result of the cash saving arising from the reduced electric bill. This ROI can be used when comparing the

solar solution to other investment opportunities such as savings accounts, bonds, stocks, etc. Where can one get this level of investment returns from banks or the financial markets today?

It should be remembered that in subsequent years the ROI could improve as electricity tariffs continue to increase in line with associated rising petroleum and fossil fuel costs. In effect this creates a hedge, or protection, against future increases in energy costs which in Mexico have historically averaged a 10% compound annual growth rate for the DAC tier. Another benefit is the reduction or elimination of one of the highest operating costs in the home, thus giving control over future expenditure.

In short, people are deciding to take over ownership of their electricity generation source instead of renting it and throwing away cash through high electric bills. Also, the solar panels come with a 25-year warranty from the manufacturer and can be seen as a good short-, medium- and long-term investment with low maintenance required. As a final bonus, recent studies show that a home’s resale value increases as a result of installing a solar electric system, as this brings down annual operating costs.

The big issue

Petroleum production in Mexico peaked around 2004-2005 and has been in drastic decline ever since. But why is electricity in Mexico so expensive? Over 30% of electricity in Mexico is still generated using petroleum and petroleum derivatives (bunker fuel). As this cheap source of fuel for electricity generation is no longer available, the government has been forced to begin eliminating the subsidies on electricity that individuals, businesses and industries once enjoyed. From now on, every time the price of petroleum rises, so will the price of electricity.

eSun Energy

Rentable para las empresas

La rentabilidad de una instalación fotovoltaica individual depende de la cantidad de energía que se puede utilizar para autoconsumo, reduciendo así la cantidad de energía que la empresa necesita de la red eléctrica local. Cuanto mayor sea la cantidad de energía de autoproducida y autoconsumida, mayor es el ahorro. Para obtener los mejores resultados, los sistemas solares se deben construir para adaptarse al perfil de carga propio de la compañía y pueden combi-narse con sistemas de almacenamiento o generadores diesel. Como no toda la energía se puede utilizar durante el día, especialmen-te los sistemas de almacenamiento ofrecen el complemento ideal para aumentar el autoconsumo.

Un ejemplo impresionante del uso de la energía renovable y el al-macenamiento en las empresas está representado el edificio energé-ticamente autosuficiente EnFa - The Energy Factory en Neuenstadt (Alemania). El complejo empresarial no está conectado a la red públi-ca y sólo utiliza energías renovables. Fue galardonado con el “Premio Intersolar 2015” en la categoría “Proyectos Solares en Europa”.

El suministro energético autosuficiente de EnFa se basa en una combinación de diferentes métodos de generación y almacena-miento de energía. Un sistema fotovoltaico de 112 kWp asegura la producción de energía constante durante todo el día. Los módulos utilizados para este fin se han alineado en diferentes puntos car-dinales en el techo y en la fachada. La energía solar que no puede ser consumida directamente se carga en un sistema de almacena-miento en baterías de 400 kWh. Si la energía solar es insuficiente, en días de baja radiación solar, se utiliza una planta de cogeneración de 40 kW de potencia eléctrica alimentada con biogás. Los sistemas fotovoltaicos y baterías han sido suministrados por IBC SOLAR. La participación de los sistemas fotovoltaicos en el suministro total de energía de EnFa está en torno al 80%. Cuando se trata de usar la energía, EnFa va un paso decisivo más allá. Los vehículos eléctricos propiedad de la compañía se recargan con la energía en el lugar uti-

Profitable for businesses

The profitability of an individual PV system depends on how much of the energy can be used for self-consumption, thus reducing the amount of power the company needs from the local power grid. The higher the amount of energy self-produced and self-consumed, the greater the savings. For best results, solar systems must be constructed to adapt to the company’s unique load profile and can be combined with storage system or diesel-powered generators. As not all energy can be used during the day, storage systems in particular provide the ideal complement to increase self-consumption.

An impressive example for the use of renewable energy and storage in businesses is represented by the power-autonomous building EnFa – The Energy Factory in Neuenstadt (Germany). The business complex is not connected to the public grid and only uses renewable energies. It has achieved the “Intersolar Award 2015” for the category “Solar projects in Europe”.

The self-sufficient power supply of EnFa is based on a mix of different power generation and storage methods. A 112 kWp PV system ensures consistent energy production throughout the day. The modules used for this purpose have been aligned at the different cardinal points on the roof and on the façade. Solar energy that cannot be consumed directly is charged into a 400 kWh battery storage system. Where there is insufficient solar energy, on days with low levels of irradiation, a 40 kW CHP plant is used that runs off biogas. The PV and battery systems have been supplied by IBC SOLAR. The share of photovoltaic systems in the overall energy supply of EnFa stands at around 80%. When it comes to using energy, EnFa goes one decisive step further. The company-owned electric vehicles are charged with energy on site using three electric charging stations. A 100 km journey with the electric car filled with green electricity costs only 85 cents, while the same journey with a traditional petrol-operated car incurs a hefty sum of €9.

International focus on energy storage systems

What is already being practised in Germany is also gaining ground at international level. As a growing company with worldwide operations, IBC SOLAR naturally takes into account the varying needs of individual markets, their cultural complexities and differentiating factors. Before entering a new market, the company thoroughly examines every aspect to develop

SOLUCIONES SOLARESPARA CUALQUIER APLICACIÓNLos sistemas fotovoltaicos son cada vez más importantes para el suministro de energía renovable en todo el mundo. El pro-veedor alemán de sistemas fotovoltaicos IBC SOLAR es uno de los especialistas solares más importantes del mundo, ofrecien-do soluciones integrales para la generación de energía solar. Fundada en 1982 en Bad Staffelstein (Alemania) por el graduado en física Udo Möhrstedt, IBC SOLAR ofrece hoy una amplia gama de servicios, que van desde la planificación de instalaciones fo-tovoltaicas al suministro llave en mano de plantas solares a cualquier escala. La extensa cartera de productos de IBC SOLAR incluye diferentes sistemas fotovoltaicos y tecnologías para la instalación en hogares. Pero no sólo los hogares privados se benefician de la energía fotovoltaica. En los últimos años, las soluciones de autoconsumo fotovoltaico se implementan cada vez más para abastecer a empresas, permitiendo que se vuelven más independientes de las redes eléctricas locales.

SOLAR ENERGY SOLUTIONSFOR ANY APPLICATIONPV systems are becoming increasingly important for the supply of renewable energy across the globe. The German PV system provider IBC SOLAR is one of the world’s leading solar specialists, offering comprehensive solutions for solar-generated power. Founded in 1982 in Bad Staffelstein (Germany) by graduate physicist Udo Möhrstedt, IBC SOLAR today provides a wide range of services, ranging from the planning of photovoltaic installations to the supply of turnkey solar power plants on any scale. IBC SOLAR’s extensive product portfolio includes different PV systems and technologies for home installation. But not only private households benefit from PV power. In the past few years, PV self-consumption solutions are increasingly being implemented to supply businesses, giving them more independence from local power grids.

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lizando tres estaciones de recarga eléctrica. Un recorrido de 100 km con el coche eléctrico recargado con electricidad verde cuesta sólo 85 cent€, mientras que el mismo viaje con un coche tradicional de gasolina deriva en una fuerte suma de 9 €.

Interés internacional en los sistemasde almacenamiento de energía

Lo que ya se practica en Alemania también está ganando relevancia a nivel internacional. Como una empresa en crecimiento con opera-ciones en todo el mundo, IBC SOLAR tiene naturalmente en cuenta las diversas necesidades de los mercados individuales, sus comple-jidades culturales y factores diferenciadores. Antes de entrar en un nuevo mercado, la empresa examina a fondo todos los aspectos de mercado y desarrolla una estrategia adaptada al entorno particular: IBC SOLAR trabaja paso a paso para establecer contactos en sus mer-cados objetivo, delega empleados y desarrolla modelos de negocio para los mercados específicos. Cuando es apropiado, la compañía también establece filiales, oficinas de ventas o asociaciones locales para elevar aún más su presencia local. Los mercados donde se ha he-cho esto incluyen, por ejemplo, Japón, Malasia, India, Chile y Jamaica.

Un ejemplo muy notable de éxito con energía solar se completó recientemente en Jamaica: El Grand Palladium Resort & Spa ha ins-talado un sistema fotovoltaico con una potencia pico de 1,6 MW para consumo propio, en combinación con generadores diesel. IBC SOLAR ofreció su profunda experiencia y entregó los módulos solares, así como otros componentes para apoyar la instalación de esta planta de energía fotovoltaica, la mayor de su tipo que se encuentran en esta popular isla turística. Los sistemas fotovoltai-cos implementados por el socio local de IBC SOLAR, Sofos Jamaica Ltd., fueron desarrollados especialmente para el Caribe: son ligeros, tienen bajos requerimientos de mantenimiento y son capaces de resistir huracanes de hasta categoría cuatro. La planta de energía fotovoltaica ha sido especialmente diseñada para el consumo pro-pio y proporciona energía solar al hotel ayudándole a ser menos dependiente de la red nacional.

Los módulos fotovoltaicos se combinan con generadores diesel. Estas soluciones fotovoltaicas híbridas ofrecen una ventaja crucial en com-paración con los sistemas diesel puros: el consumo de diesel se reduce masivamente porque el generador diesel se utiliza sólo en períodos de baja irradiación. Además los costes de desgaste y por lo tanto los costes de mantenimiento se reducen considerablemente. Como resul-tado, los operadores de la planta son muy independientes de los com-bustibles fósiles y del alza de los precios. Las emisiones de CO2 tam-bién se reducen y los operadores, en consecuencia, protegen el medio ambiente. El sistema híbrido asegura la planificación a largo plazo y la estabilidad del coste, debido a que la tarifa de electricidad rentable depende principalmente solo del coste del sistema fotovoltaico.

Una tecnología fotovoltaica híbrida es especialmente adecuada para un país como Jamaica, con altos costes energéticos. La planta de ener-gía fotovoltaica ha representado para el hotel una inversión total de 3,4 M$, inversión total que se que se espera recuperar en cuatro años, también se prevé un ahorro total en energía de 21,9 M$ en 30 años.

La energía solar, una historia de éxito mundial

Todos estos ejemplos muestran que los sistemas fotovoltaicos con almacenamiento e híbridos se están abriendo camino en los mer-cados internacionales. Compañías como IBC SOLAR han reconocido está tendencia y están apoyando la difusión de esta tecnología pro-metedora con soluciones adaptadas a necesidades específicas. Con su combinación ganadora de ingeniería alemana de primer nivel, años de experiencia y profundo conocimiento de los mercados indi-viduales, IBC SOLAR está posicionada para impulsar la expansión de los sistemas fotovoltaicos a lo largo del globo.

a strategy tailored to a particular environment: IBC SOLAR works step by step to establish contacts in its target markets, delegating employees and developing business models for the specific markets. When appropriate, the company also sets up subsidiaries, sales offices or local partnerships to further raise its local presence. Markets where it has done this include for example Japan, Malaysia, India, Chile and Jamaica.

One particularly successful example involving solar power was recently completed in Jamaica: The Grand Palladium Resort & Spa installed a PV system with a peak power of 1.6 MW for own consumption, combined with diesel-powered generators. IBC SOLAR offered its in-depth experience and delivered the solar modules as well as other components to support the installation of this PV power plant, the largest of its kind to be found on the popular tourist island. The PV power systems implemented by IBC SOLAR’s local partner Sofos Jamaica Ltd. were specially developed for the Caribbean: they are lightweight, have low maintenance requirements and are able to withstand up to category four hurricanes. The PV power plant was specially designed for self-consumption and provides the hotel with solar energy helping it to become less dependent on the national grid.

The PV modules are combined with diesel-powered generators. These PV hybrid solutions offer one crucial advantage over pure diesel systems: diesel consumption is massively reduced because the diesel generator is only used during periods of low irradiation. In addition, wear and tear and therefore maintenance costs are considerably reduced. As a result, plant operators are largely independent from fossil fuels and soaring prices. CO2 emissions are also reduced and operators are consequently protecting the environment. The hybrid system safeguards long-term planning and cost stability because the cost-effective electricity rate mainly depends on the costs of the PV system alone.

A PV hybrid technology is particularly suited for a country such as Jamaica with its high energy costs. The PV power plant represented a total investment of US$3.4m for the hotel, which is expecting to see a full return on its investments after four years and US$21.9m in energy savings after 30 years.

Solar power: a global success story

All these examples demonstrate that PV storage and hybrid systems are now making their way into international markets. Companies such as IBC SOLAR have recognised this trend and are supporting the dissemination of this promising technology with solutions that are tailored to specific needs. With its winning combination of first-class German engineering, years of experience and an in-depth knowledge of individual markets, IBC SOLAR is set to drive the expansion of photovoltaic systems across the globe.

En México, la Ley de la Industria Eléctrica, DOF 11/08/2014, ha permitido la creación de un nuevo Mercado Eléctrico Mayorista que permite a los generadores de electricidad ofrecer sus pro-ductos a la venta en un mercado abierto, imparcial y transparen-te. Se permite la participación de particulares en la generación y comercialización de energía eléctrica en condiciones de libre competencia.

En México, los sistemas fotovoltaicos gozan de beneficios fiscales en virtud de la Ley del Impuesto Sobre la Renta, que autoriza una deducción del 100% a los equipos de generación de energía con fuente renovable. Si se efectúa toda la deducción posible un siste-ma fotovoltaico puede llegar a costar hasta un 30% menos.

Además, existe la obligación de adquisición de energías limpias en 2018. De acuerdo con el documento DOF 31/03/2015 el Requisito de Certificados de Energías Limpias correspondiente al periodo de obligación 2018 será del 5%, aumentando cada año hasta llegar al 35% en 2024. Los generadores de energía eléctrica que no cubran la cuota de MWh generada por fuentes limpias pagarán multas entre 30 y más de 200 $/MWh.

Consciente de las ventajas de la energía solar en Mé-xico, la compañía ya ha realizado instalaciones sobre techo en el país. Especialmente representativa es la instalación realizada sobre el tejado de las oficinas y nave industrial de Grupo Industrial Maccaferri en Querétaro. La planta tiene una potencia de casi 252 kWp, y ocupa una superficie de 2.425 m2.

Dado que el consumo anual de las oficinas está entor-no a 480 kWh y la producción de la planta fotovoltai-ca es 446 kWh, se consigue un ahorro en el consumo del 90%. Esto permite un retorno de la inversión en 5 años, así como un ahorro económico promedio anual de 92.437 $. A esto se añade el beneficio medioam-biental de evitar la emisión anual de algo más de 290 t de CO2.

Mexico’s Electric Industry Law, published in the Official Federal Gazette on 11 August 2014, has resulted in the creation of a new wholesale electricity market (MEM), allowing electricity generators to offer their products for sale in an open, impartial and transparent market. Private individuals can also take part in the generation and sale of electrical power on the basis of fair competition.

In Mexico, PV systems enjoy tax breaks thanks to the Income Tax Law that authorises a 100% deduction for energy generation equipment using renewable sources. If every possible deduction is made, a PV system can cost up to 30% less.

There is also the requirement to purchase clean energy by 2018. In line with the document published in the Official Federal Gazette on 31 March 2015, the

Clean Energy Certificates Requirement corresponding to the 2018 obligation period will be 5%, increasing every year until it reaches 35% in 2024. Electrical power generators that do not cover the MWh quota generated from clean sources will be liable to pay fines of between 30 and over 200 US$/MWh.

Aware of the advantages of solar power in Mexico, the company has already undertaken rooftop installations in the country. Particularly representative is the rooftop installation at the offices and industrial premises of the Maccaferri Industrial Group in Querétaro. The plant has a capacity of almost 252 kWp and occupies a surface area of 2,425 m2.

Given that the annual consumption of the offices is around 480 kWh and the production of the PV plant is 446 kWh, a consumption saving is achieved of 90%. This gives a return on investment in 5 years, as well as an average economic saving per year of US$92,437 in addition to the added environmental benefit of avoiding an emission of some 290 t of CO2 per year.

ENERGÍA SOLAR PARA LA INDUSTRIAEnerray Mex S.A. de C.V., subsidiaria de Enerray S.p.A., 100% pro-piedad del Grupo Industrial Maccaferri, autoriza, diseña, imple-menta y administra sistemas fotovoltaicos, siendo especialista en soluciones sobre techo con más de 200 MWp ya instalados en el mundo. La empresa Enerray entrega soluciones llave en mano de sistemas fotovoltaicos para techos industriales, cubiertas, esta-cionamientos, terrenos e invernaderos, garantizando el mejor rendimiento. Asimismo, la compañía ofrece contratos de opera-ción y mantenimiento durante toda la vida útil de la planta.

SOLAR POWER FOR INDUSTRYEnerray Mex S.A. de C.V., a subsidiary of Enerray S.p.A. and 100% owned by the Maccaferri Industrial Group, authorises, designs, implements and administers PV systems, specialising in rooftop solutions with over 200 MWp already installed worldwide. Enerray offers turnkey photovoltaic systems solutions for industrial roofs, rooftops, car parks, land and greenhouses, guaranteeing the highest level of performance. Similarly the company offers O&M contracts for the entire useful life of the plant.

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Herramientas de diseño para profesionales | Design tools for pros

Valentin Software desarrolla programas modernos de diseño, si-mulación y cálculo de rendimiento. Durante más de 25 años ha apoyado a los diseñadores de sistemas, ingenieros, instaladores, consultores energéticos y constructores para diseñar y planificar profesionalmente sistemas fotovoltaicos, solares térmicos y de bombas de calor. Noviembre de 2015 verá el lanzamiento de la próxima generación de software de diseño de Valentin: PV*SOL premium 2016 y T*SOL 2016.

PV*SOL premium 2016. El análisis de sombreado en modo 3D para sistemas fotovoltaicos montados en techo y suelo es la caracte-rística central de PV*SOL premium 2016. La nueva versión incluye nuevas e interesantes características, tales como la importación de planos de planta y capturas de pantalla de mapas satelitales basados en la web (por ejemplo Google Earth) directamente en la visualización en 3D, con la integración en los proyectos de los usuarios a escala.

T*SOL 2016 es el programa de simulación que ayuda a los usuarios a calcular con precisión el rendimiento de un sistema de energía solar térmica de forma dinámica durante el ciclo anual. El soft-ware se utiliza para diseñar de manera óptima los sistemas tér-micos solares, dimensión del campo de colectores y de tanques de almacenamiento, y el cálculo de la eficiencia económica. T*SOL 2016 simula el rendimiento energético de los sistemas de calefac-ción térmica solar y genera la etiqueta energética requerida.

El software de Valentin se utiliza en más de 100 países e incluye seis meses de mantenimiento, lo que incluye todas las actualizaciones de programas y bases de datos. Las ver-siones de prueba, seminarios y tuto-riales están disponibles de forma gra-tuita en su página web.

Valentin Software develops modern design, simulation and yield calculation programmes. For over 25 years it has supported system designers, engineers, installers, energy consultants and constructors to professionally design and plan PV, solar thermal and heat pump systems. November 2015 will see the launch of Valentin’s next generation of design software: PV*SOL premium 2016 and T*SOL 2016.

PV*SOL premium 2016. The shading analysis of roof- and ground-mounted PV systems in 3D mode is the central feature of PV*SOL premium 2016. The new version includes exciting new features such as importing floor plans and screenshots from web-based satellite maps (e.g. Google Earth) directly into the 3D visualisation, with scaled integration into the user’s projects.

T*SOL 2016 is the simulation programme that helps users to accurately calculate the yield of a solar thermal system dynamically over the annual cycle. The software is used to optimally design solar thermal systems, dimension collector arrays and storage tanks as well as calculate the economic efficiency. T*SOL 2016 simulates the energy efficiency of solar thermal heating systems and generates the required energy label.

Valentin’s software is used in more than 100 countries and comes with six month’s software maintenance, which includes

all programme and database updates. Trial versions, webinars and tutorials are available free of charge on its website.

Valentin Software, Inc. Tel: +1 760 8466352

[email protected]

Interfaces abiertos, sencilla conexióna sistemas de otros fabricantes

En esta interacción, juega un papel muy importante la alta flexi-bilidad de los equipos Fronius. Gracias a los múltiples interfaces abiertos, la conexión de inversores Fronius a componentes de otros fabricantes, como bombas de calor o sistemas domésticos de auto-matización, es muy sencilla. Los interfaces integrados Modbus RTU SunSpec, Modbus TCP SunSpec y Fronius Solar API (JSON), el Fronius Push Service, así como las entradas y salidas digitales permiten una fácil conexión a sistemas de otros fabricantes. La ventaja para los propietarios de instalaciones es la rápida amortización de la insta-lación fotovoltaica gracias al máximo autoconsumo.

Aumento del autoconsumo

El Miniserver de Loxone es una solución sencilla para la automa-tización de viviendas. Cualquier consumidor inteligente puede controlar toda su casa, desde el sombreado hasta la calefacción. La combinación del Miniserver con un sistema fotovoltaico con inver-sores Fronius proporciona una cómoda gestión de la energía para incrementar los niveles de autoconsumo. El resultado es una mayor autonomía en el suministro de energía.

Gestión eficiente de la energía gracias a la combinaciónde fotovoltaica y domótica

Los siguientes ejemplos reales muestran la atractiva combinación entre fotovoltaica y domótica. Manfred Wittmann posee desde 2013 una instalación fotovoltaica de 5 kW que recientemente ha equipado con la solución de almacenamiento Fronius Energy Package. Así ha conseguido aumentar el porcentaje de autoconsumo de la familia del 30 al 70%. Buena parte de la energía está destinada a bicicletas eléctricas que funcionan casi exclusivamente con energía solar. El Mi-niserver de Loxone se encarga de gestionarlo todo.

Un segundo ejemplo de un buen uso del Connecting Energy tam-bién viene de Austria. La familia Musil ha instalado un Miniserver de Loxone como complemento a su instalación de 2,25 kW sobre te-jado. Con la apli-cación del siste-ma de domótica controla toda la iluminación de la casa, las per-sianas, la alarma, los enchufes, la puerta del garaje y mucho más.

Open interfaces: easy connection to third party systems

For this interaction, the high level of flexibility of the Fronius devices plays a key role. Thanks to their multiple open interfaces, connections to Fronius inverters by third party components, such as heat pumps or home automation systems, is very easy. The integrated Modbus RTU SunSpec, Modbus TCP SunSpec and Fronius Solar API (JSON) interfaces, the Fronius Push Service, as well as the digital inputs and outputs, enable easy connection to third party systems. The advantage for the system owner is that their investment in the PV system rapidly pays off thanks to maximum self-consumption.

Increased self-consumption

The Loxone Miniserver is a simple solution for home automation. From the blinds and shutters to the heating, any smart consumer can be controlled. The combination of the Miniserver and a PV system with Fronius inverters provides a convenient way of managing energy to increase self-consumption levels. The result is greater autonomy in the supply of energy.

Efficient energy management by combining PV and home automation

The following real-life examples show just how attractive a combined PV and home automation system can be. Since 2013 Manfred Wittmann has had a 5 kW PV system that has recently

been enhanced with a Fronius Energy Package storage solution. As a result, he has managed to increase the family’s self-consumption rate from 30 to 70%. A good proportion of the energy is supplied to electric bikes, which are almost entirely driven by solar electricity, and the Loxone Miniserver controls it all.

Another example of how Connecting Energy can be put to good use also comes from Austria. The Musil family have had a Loxone Miniserver installed to complement their 2.25 kW rooftop system. With the home automation system app, they can control all their home lighting along with their shutters, alarm system, sockets, garage door and much more.

MÁXIMO AUTOCONSUMOGRACIAS A LA GESTIÓN INTELIGENTE DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA AUTOGENERADAEn su apuesta por el autoconsumo máximo, Fronius ha lanzado el concepto Connecting Energy, un término genérico que englo-ba la interacción entre consumidores inteligentes e inversores Fronius y un elemento esencial para la distribución inteligente de la energía fotovoltaica autogenerada. La eficiente gestión de la energía aumenta el autoconsumo y con ello el grado de in-dependencia con respecto al suministro de energía. Además, se reduce la factura de la luz.

MAXIMUM SELF-CONSUMPTION THANKS TO THE SMART MANAGEMENT OF SELF-GENERATED PV ENERGYIn its commitment to optimal self-consumption, Fronius has launched the Connecting Energy concept, a generic term that encompasses the interaction between smart consumers and Fronius inverters – a fundamental component for the intelligent distribution of self-generated PV energy. Efficient energy management increases self-consumption and with it, greater autonomy as regards the energy supply as well as reducing the electricity bill.

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Gracias a esta solución llave en mano, clientes domésticos con vi-viendas unifamiliares, pymes, regantes o grandes empresas podrán, en primer lugar, descubrir sin compromiso si la energía solar es una alternativa eficiente para ellos. En ese caso, podrán generar y con-sumir su propia energía eléctrica, optimizando el consumo y mejo-rando la eficiencia energética de su instalación.

Para ello, Smart Solar Iberdrola contará con la colaboración de los prin-cipales fabricantes de este tipo de equipos y las mejores empresas proveedoras del servicio de instalación y mantenimiento, así como de aseguradoras y entidades financieras de primer nivel. Es decir, la com-pañía ofrece todo lo que se necesita de cara a conseguir que la energía solar sea una alternativa eficiente para un hogar o negocio.

En este sentido, Iberdrola ha firmado ya un acuerdo con Ingeteam para el desarrollo de esta solución integral. A través de este acuerdo, que tendrá una duración inicial de un año con posibilidad de pró-rroga, Ingeteam pondrá a disposición de Iberdrola diversos equipos, como inversores fotovoltaicos, inversores de baterías, sistemas de gestión de la energía, accesorios y software para comunicaciones, que se adaptan a cualquier tipo de instalación fotovoltaica.

Además, ambas empresas han acordado colaborar en el desarro-llo de los servicios que presta Iberdrola a sus clientes a través de la página web o de la aplicación para teléfonos o tabletas, según la información que recogen los equipos de Ingeteam.

Asimismo, trabajarán para difundir y mejorar los procedimientos en el proceso de montaje y puesta en servicio de los citados equipos por parte de las empresas instaladoras autorizadas por Iberdrola. Adicionalmente, colaborarán en la integración de nuevas funcio-nalidades de los puntos de recarga de vehículos eléctricos de Inge-team en el Sistema de Gestión de Puntos de Recarga de Iberdrola.

Iberdrola y la Asociación Agraria de Jóvenes Agricultores (ASAJA) también han firmado un acuerdo para el desarrollo de Smart Solar.

In the first place, thanks to this turnkey solution, residential customers with single-family homes, SMEs, irrigation communities and large corporations will be able to find out, on a non-binding basis, if solar power is an efficient alternative for them. If so, they will be able to generate and consume their own electricity, optimising consumption and improving the energy efficiency of their facilities.

To provide this service, Smart Solar Iberdrola benefits from the collaboration of the best manufacturers of this type of equipment and the main suppliers of installation and maintenance services, as well as leading insurers and financial entities. In other words, the company is offering everything that is needed to make solar power an efficient alternative for a home or business.

As such, Iberdrola has already signed an agreement with Ingeteam to develop this comprehensive solution. Under this agreement, with an initial duration of one year with the option to extend, Ingeteam will provide Iberdrola with a range of equipment, such as PV inverters, battery inverters, energy management systems, accessories and software for communications that can be adapted to any type of PV facility.

In addition, both companies have agreed to collaborate on the development of the services provided by Iberdrola to its customers via its web page or apps for mobile and tablet, on the basis of the information gathered by Ingeteam’s equipment.

Similarly, they will work to disseminate and improve procedures for assembling and putting this equipment online by the Iberdrola-authorised installation companies. They will moreover collaborate on the integration of new functionalities for Ingeteam’s charging points for electric vehicles as part of Iberdrola’s Charge Point Management System.

Iberdrola and the Young Farmers’ Association (ASAJA) have also signed an agreement to develop Smart Solar. As a result of this

SMART SOLAR, SOLUCIÓN INTEGRAL DE AUTOCONSUMOIberdrola ha desarrollado una solución integral para poten-ciar la energía solar fotovoltaica en España, Smart Solar, que pone a disposición del cliente un paquete integrado que incluye el diseño, montaje y puesta en marcha de una instalación solar totalmente a medida, además de la financiación, asesoría, man-tenimiento, gestión y supervisión de la planta a través de he-rramientas web y novedosas aplicaciones. Asimismo, la empresa ofrece toda la energía de respaldo que pueda necesitarse.

SMART SOLAR: THE COMPREHENSIVE SELF-CONSUMPTION SOLUTIONIberdrola has developed a comprehensive solution to promote solar PV energy in Spain. Smart Solar provides its customers with an integrated package that includes the design, assembly and connection of a fully customised solar installation, in addition to financing, advice, maintenance, management and supervision of their facilities via web tools and innovative applications. The company is also offering any back-up energy that may be required.

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A través de este acuerdo, que tendrá una duración inicial de un año con posibilidad de prórroga, ambas entidades colaborarán en la di-fusión y la prestación de este servicio entre el colectivo agrario, que representa ASAJA, y que es uno de los principales destinatarios de este nuevo producto comercial. De esta forma, realizarán análisis de viabilidad para el desarrollo de esta tecnología en las instalaciones, afiliados, clientes y otros puntos de suministro bajo la representa-ción de ASAJA y, posteriormente, colaborarán en la prestación, co-mercialización y difusión del servicio en dicho ámbito. Para llevar a cabo esta labor, se constituirá una comisión de seguimiento forma-da por un representante de cada organización.

Mediante las herramientas web y aplicaciones, los clientes podrán disponer en su móvil, en tiempo real, de información sobre el es-tado de su instalación solar, la producción diaria de la misma y la evolución histórica de la energía consumida.

Servicios a los pequeños productores fotovoltaicos

Por otro lado, Iberdrola ha lanzado un nuevo producto comercial dirigi-do a los pequeños productores de energía solar fotovoltaica en España. A través del mismo, la empresa, por un lado, facilita una cobertura fi-nanciera para que el cliente pueda asegurar su rentabilidad y, por otro, se hace cargo de las labores de mantenimiento de las instalaciones, que permitirán que funcionen en condiciones operativas óptimas.

La citada cobertura financiera consiste en la fijación, de manera personalizada, de un precio de venta garantizado por la energía ge-nerada, gracias al cual el productor fotovoltaico dejará de depender de la incertidumbre del mercado, en el que dicho precio varía diaria-mente. De esta forma, Iberdrola le aporta al cliente la tranquilidad de recibir un ingreso estable que le permite recuperar paulatina-mente su inversión. Este producto está diseñado específicamente para instalaciones <100kW acogidas al RD 413/2014 que venden su energía en el mercado mayorista.

Adicionalmente, el cliente podrá contratar un servicio de manteni-miento integral de la planta solar, de cara a asegurar el funcionamien-to óptimo de la misma. Mediante el abono de una cuota mensual, Iber-drola mantiene la instalación del productor de energía en las mejores condiciones técnicas posibles para optimizar su rendimiento.

Este servicio comprende una revisión anual completa, así como una cobertura de averías , con mano de obra y desplazamiento gratuito y 50 € en materiales; concretamente contempla dos reparaciones al año con una garantía de 6 meses, 3 horas de mano de obra y des-plazamiento gratuito.

Estos dos servicios se pueden contratar juntos en una misma solu-ción integral o de forma independiente.

Iberdrola estima que esta propuesta podría interesar a alrededor de 62.000 generadores fotovoltaicos en España.

agreement, that will initially last for one year with the option to extend, both entities will collaborate on the dissemination and provision of this service in the farming sector represented by ASAJA - one of the main recipients of this new commercial product. As such, they will undertake a feasibility analysis to develop the technology at the installations, subsidiaries, customers and other supply points represented by ASAJA. Afterwards they will collaborate on the provision, sale and dissemination of the service in this sector. To carry out this work, a monitoring committee will be set up comprising one representative from each organisation.

The web tools and applications will give customers real time information via their mobile phones regarding the status of their solar installation, its daily production and the historic evolution of the energy consumed.

Services for small PV producers

Iberdrola has also launched a new retail product geared towards small solar PV energy producers in Spain. This product allows the company to provide financial coverage so that the customer can guarantee profitability in addition to assuming responsibility for maintenance work on the facilities to enable them to operate under optimal conditions.

This financial coverage consists of setting a customised and guaranteed sales price for the energy generated. As a result, the PV producer will no longer be subject to market uncertainty, where the price varies on a daily basis. This means that Iberdrola can provide the customer with the peace of mind of receiving a stable income so that they can gradually recover their investment. The product is specifically designed for <100kW facilities, in line with Royal Decree 413/2014, that sell their energy to the wholesale market.

In addition, the customer can take out a comprehensive maintenance contract for their solar plant, with a view to ensuring its optimal level of operation. In exchange for a monthly quota, Iberdrola will keep the energy producer’s facility in the best technical conditions possible so as to optimise its performance. This service includes a comprehensive annual review, as well as cover for breakdowns, free labour and call out plus 50€ worth of materials; specifically, it envisages two repairs per year with a 6-month guarantee, 3 hours of labour and free call out.

These two services can be contracted together as part of the same integrated solution or independently.

Iberdrola estimates that this proposal could be of interest to some 62,000 PV generators in Spain.

En esta misma línea y desde el punto de vista de la ingeniería, también se pueden aplicar sistemas activos, destacando la insta-lación de equipos de producción energética e instalaciones efi-cientes, sistemas de iluminación de bajo consumo y gestión infor-matizada del conjunto, maximizando la implantación de medidas de ahorro y de eficiencia energética. Hay que destacar, también, la escasa o nula implantación de energías renovables, salvo las exi-gidas reglamentariamente en el Código Técnico (solar térmica y fotovoltaica).

Un punto clave en los tiempos actuales lo constituye, asimismo, la sostenibilidad del edificio, entendiendo por tal no solo la ambiental, sino también la económica; por tanto, la eficiencia energética debe ser contemplada en términos de sostenibilidad.

Ahora bien, todas estas medidas de eficiencia energética descritas no logran minorar el consumo energético de estos hospitales, sino que, más bien, se puede afirmar que se incrementan las ratios de consumo energético referidos al consumo por superficie construida en kWh/m2 y año (kWh/m2 año).

De los datos obtenidos de varios hospitales puestos en marcha en los últimos años, se deduce que, en la mayoría de los casos, el consu-mo energético se sitúa en alrededor de 300 kWh/m2 al año. Aunque es perfectamente conocido por los profesionales del sector que una parte de este consumo se deriva de la actividad productiva propia del hospital y de los sistemas logísticos necesarios para su funcionamiento, sí es cierto que el ‘grueso’ del mismo ‘se va’ en la climatización del edificio.

La climatización del hospital cumple, de hecho, con dos objetivos principales: el primero, como resulta obvio, consiste en mantener los estándares de confort, y el segundo y principal es el de man-tener las condiciones de seguridad am-biental en el hospital y, principalmente, en las unidades asistenciales criticas.

Tomando como referencia el Estándar de Certificación Passivhaus corregido para climas europeos soleados o cáli-dos, las Directivas Europeas 2010/31/UE y 2012/27/UE que se plantean en el horizonte del año 2020 según las cua-les los edificios deben ser de “consumo

Along these same lines and from the engineering standpoint, active systems can also be applied, in particular the installation of efficient energy production equipment and installations, low consumption lighting systems and the digital management of the entire facility, thus maximising the implementation of energy efficiency and saving measures. The scant or zero implementation of renewable energy should also be mentioned, except where required by the Technical Code regulations (solar thermal and photovoltaic).

A key aspect today concerns the sustainability of the building, which is understood as being both environmental and economic. As such, energy efficiency has to be considered in terms of sustainability.

However all the energy efficiency measures described do not manage to bring down the energy consumption of these hospitals. Indeed it is true to say that the energy consumption ratios increase in relation to the consumption per constructed surface area in kWh/m2 and year (kWh/m2 year).

From the data obtained from various hospitals commissioned in recent years, it can be surmised that in the majority of cases, energy consumption stands at some 300 kWh/m2 per year. Despite sector professionals being perfectly aware that a part of this consumption arises from the productive activity of

EVOLUCIÓN DE LOS COSTES ENERGÉTICOS EN HOSPITALES. UNA REFLEXIÓN SOBRE LAS CONDICIONES AMBIENTALESY DE CLIMATIZACIÓN REGLAMENTARIASLos hospitales construidos en la última década se caracterizan por un incremento sustancial de las ratios de superficie construida para una misma cartera de servicios y camas de hospitalización. Además, se han diseñado y construido utilizando las tecnologías del momento y aplicando, en términos arquitectónicos, en algunos casos, criterios de diseño bioclimático; implementando, medidas pasivas en el diseño, envolventes de mayor protección, etc., medidas todas ellas tendentes a una reducción del consumo energético.

EVOLUTION OF ENERGY COSTSIN HOSPITALS. A REFLECTIONON REGULATORY ENVIRONMENTAL AND HVAC CONDITIONS Hospitals built in the last decade are characterised by a substantial increase in the ratios of constructed surface area for the same portfolio of services and hospital beds. Moreover, they have been designed and built using the latest technologies and, in architectural terms, in some cases have applied bioclimatic design criteria, implementing passive design measures, enclosures providing greater protection, etc., all of which measures aim to achieve a reduction in the energy consumption.

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de energía casi nula” (2018 para los edificios de titularidad pública), y contrastando esa información con los datos de consumo de los hospitales actuales, se puede afirmar que nos hallamos lejos de lle-gar a las ratios establecidas en Passivhaus y de poder alcanzar los objetivos de la directivas europeas referenciadas.

Los parámetrosapuntan al consumo energético

Resulta evidente que las condiciones ambientales y las exigen-cias de climatización definidas en la actual legislación y norma-tivas técnicas al respecto (RITE, UNE 100713, UNE 171340, UNE 100012, etc.) en las que se definen en términos cuantitativos parámetros (o rangos de parámetros) estrictos a cumplir (como temperatura, humedad, renovaciones, caudal, tanto por ciento de aire exterior, clasificación de salas, microbiología ambiental, etc.), inciden sustancialmente en el consumo energético, si bien es cierto que estas variables también influyen en la seguridad ambiental de las áreas.

De la literatura científica revisada no se han encontrado artículos concluyentes que determinen que dichos valores y rangos permiti-dos son los correctos, y una modificación del rango o de los valores, por pequeña que sea, pueda suponer un incremento del riesgo y no ser asumible en términos de seguridad ambiental y de control de la infección nosocomial.

Por todo ello, animo a los profesiona-les del sector a abrir líneas de inves-tigación en este campo, que estoy seguro que llevarán a resultados que permitirán una mayor eficien-cia energética sin menoscabo de la seguridad.

the hospital itself and from the logistics systems needed for its operation, it is true that most of it ‘disappears’ with the building’s HVAC systems.

Hospital HVAC does in fact comply with two main objectives: the first and most obvious, consisting of maintaining comfort standards and the second and most important is that of guaranteeing conditions of environmental safety in the hospital, primarily in the critical care units.

Taking as a reference the Passivhaus Certification Standard corrected for sunny and warm European climates, European Directives 2010/31/EU and 2012/27/EU that form part of the 2020 objectives under which buildings have to achieve “nearly-zero energy consumption” (by 2018 for publicly-owned buildings) and comparing this information with the current consumption data from hospitals, it is fair to say that we are a long way from achieving the ratios established by Passivhaus and of being able to reach the above-referenced directives’ targets.

Parameters point towards energy consumption

Evidently the environmental conditions and HVAC requirements as defined by current legislation and the corresponding technical standards (RITE, UNE 100713, UNE 171340, UNE 100012, etc.) that give a quantitative definition of the strict parameters (or ranges of parameters) with which to comply (such as temperature, humidity, retrofitting, flow as a percentage of the outside air, room categorisation, environmental microbiology, etc.), have a substantial impact on energy consumption. But it is also true that these variables influence the environmental safety of these areas.

From the scientific literature reviewed, no conclusive articles have been found that establish whether such permitted values and ranges are correct, and a modification to that range or value, no matter how small, could represent an increased risk that is not manageable in terms of environmental safety and the control of nosocomial infection.

I therefore encourage all sector professionals to open up lines of research into this area that I am sure will result in greater energy efficiency without being detrimental to safety.

José Luis López GonzálezIngeniero en Hospital Lucus Augusti (Lugo). Vocal de la Junta Directiva de la

Asociación Española de Ingeniería Hospitalaria (AEIH). Master en Arquitectura Sanitaria

Engineer, Lucus Augusti Hospital (Lugo). Member of the Managing Board of the AEIH, the Spanish Association of Hospital Engineering).

Master in Healthcare Architecture

Central térmica del Hospital de Calde (Lugo)Calde Hospital power plant (Lugo)

Sala de calderas del Hospital Lucus Augusti (Lugo)Boiler room at the Lucus Augusti Hospital (Lugo)

El sector hospitalario español, cuenta con más de 800 hospitales, los cuales tienen una demanda energética muy elevada, debido a que sus instalaciones necesitan energía las 24 horas del día, todos los días del año, para una gran cantidad y diversidad de instalacio-nes y equipamientos: proporcionar a usuarios y/o profesionales agua caliente sanitaria, climatización (calefacción y refrigeración), mantener la calidad del aire y sus renovaciones, procesos de esterili-zación, lavandería, cocinas, alumbrado y funcionamiento de cientos de equipos electromédicos e industriales, entre otros elementos.

Este notable peso que el gasto energético tiene sobre nuestros complejos hospitalarios, hace necesario que debamos adoptar me-didas de gestión encaminadas a la racionalización y ahorro de las energías primarias que demandan sus equipos e instalaciones.

Finalmente, debemos añadir la entrada en vigor, a partir del 18 de marzo de 2007, del Código Técnico de la Edificación (CTE,2006) y, más recientemente, del Plan de Acción Nacional de Energías Re-novables de España 2011-2020 (publicado el 30 de junio del 2010) PANNER, 2010, que junto con otros planes de acción comunitarios y autonómicos, nos obligan a ir mejorando el estado de nuestros edi-ficios, instalaciones y equipamientos, haciéndolos más sostenibles, desde el punto de vista energético.

El sistema integrado de gestióncomo herramienta de mejora de la sostenibilidad

Mejorar la eficiencia energética de un complejo hospitalario, como el Complejo Hospitalario Universitario de Huelva (formado por los Hospitales Juan Ramón Jiménez, Infanta Ele-na, Vázquez Díaz y el Centro de Especialidades Virgen de la Cinta, con un presupuesto de más de 200 M€, cerca de 4.000 profesiona-les y más de mil camas) no es tarea fácil, por ello desde finales de los años 90 se han desa-rrollado planes de actuación, orientados a la consecución de este objetivo.

A lo largo de los años hemos ido aprendien-do en materia de gestión energética, y hemos observado cómo ha sido necesario realizar importantes cambios en los parámetros de funcionamiento relacionados con la gestión de la energía, contar con un fuerte compromi-so de la Dirección del Complejo y de los tra-bajadores de nuestros centros, e intentar op-timizar las asignación de recursos humanos, materiales y financieros que nos permitieran un proceso de mejora continua.

The Spanish hospital sector has over 800 hospitals with a very high energy demand. This is due to the fact that their installations require energy 365/24/7 for a large number and range of facilities and equipment. These include providing users and/or professionals with domestic hot water, temperature control (heating and cooling), maintaining air quality and its exchange, sterilisation processes, laundry, kitchens, lighting and the operation of hundreds of electro-medical and industrial units.

The considerable weight of energy expenditure on hospital complexes necessitates the adoption of management measures designed to rationalise and save the primary energies required by their equipment and facilities.

In addition, there is the Technical Building Code (CTE, 2006) that took effect from 18 March 2007 which, together with the more recent Spanish National Renewable Energy Action Plan 2011-2020 (PANNER, published on 30 June, 2010) along with other community and autonomous region action plans, require that the status of buildings, installations and equipment have to be improved to make them more sustainable from an energy point of view.

The integrated management systemas a tool to improve sustainability

Improving the energy efficiency of a hospital complex such as the Huelva University Hospital Complex (made up of the

GESTIÓN ENERGÉTICA SOSTENIBLE DEL COMPLEJO HOSPITALARIO UNIVERSITARIO DE HUELVAEl desarrollo económico, social y cultural ha provocado una mayor sensibilidad de los ciudadanos respecto a la exigencia de unos servicios de mayor calidad en todos los ámbitos, y especialmente en el sector sanitario. Por otro lado, las mejoras en las condiciones higiénico-sanitarias, la elevación del nivel de vida, los avances en la investigación biomédica, la mayor coordinación y desarrollo de la atención primaria y de la asistencia especializada, han traído consigo un alargamiento de la vida de los ciudadanos, con el consiguiente incremento en el gasto sanitario, llegando a significar más del 8% del PIB, de acuerdo con los datos del Informe del Observatorio Europeo de Sistemas y Políticas de Salud. Análisis del Sistema Sanitario Español 2010. Health Systems in Transition.

SUSTAINABLE ENERGY MANAGEMENT AT THE HUELVA UNIVERSITY HOSPITAL COMPLEX Economic, social and cultural development has brought about a greater level of awareness of citizens as regards the demand for better quality services in every walk of life, and in particular, in the healthcare sector. Moreover, improvements in hygiene and health conditions, the rise in the standard of living, advances in biomedical research, better coordination and the development of primary care and specialist attention, have brought with them increased life expectancy and the consequent increase in the costs of healthcare that now accounts for over 8% of GDP, according to data from the European Observatory on Health Systems and Policies: Analysis of the Spanish Healthcare System 2010. Health Systems in Transition.

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En los comienzos, realizamos un análisis de la situación de partida de edificios, instalaciones y equipamientos, y partiendo del mismo, fuimos estableciendo sucesivos planes de actuación, cada vez más finos e integrados en la gestión de la organización, llegando, como no podía ser de otra forma, incluso a incidir directamente en mu-chos procedimientos operacionales.

En los últimos 10 años, la gestión energética forma parte ya del Sistema Integrado de Gestión del Complejo Hospitalario, donde la calidad, la seguridad y salud de los trabajadores y nuestros compro-misos medioambientales, se tienen en cuenta en todos nuestros procesos como un todo inseparable de cuya buena gestión depen-de la sostenibilidad de los servicios sanitarios y no sanitarios que prestamos a la población onubense y al resto de usuarios de los mismos.

La gestión energética sostenible dentro del sistema integrado de gestión

Aunque como hemos dicho, ya desde finales de los 90 hemos ido rea-lizando acciones encaminadas a la mejora de nuestra gestión ener-gética, no fue hasta el año 2004, cuando iniciamos la elaboración de un Plan de Actuación “ad hoc”, perfectamente estructurado a lo largo del periodo 2005-2012 (ahora ya ampliado hasta diciembre de 2016), para la consecución de una gestión energética más sostenible.

Objetivos propuestospara una correcta gestión energética

Son muchos los objetivos que nos planteamos, pero podemos resu-mirlos en los siguientes:

• Eliminar el consumo de gasóleo de calefacción.• Implantar el uso de energías renovables.• Optimizar los rendimientos de nuestras instalaciones energéticas.• Actuar sobre la epidermis de los edificios de los hospitales y del

Centro de especialidades. • Reducir el consumo de energía eléctrica y gas natural del Com-

plejo.• Reducir las emisiones de CO2.• Mantener nuestro liderazgo en el fomento de una cultura soste-

nible.• Mantener un alto grado de compromiso de los profesionales y

usuarios en esta nueva cultura.

Juan Ramón Jiménez, Infanta Elena, Vázquez Díaz Hospitals and the Virgin de la Cinta Special Treatments Centre, with a budget of over €200m, some 4,000 professionals and over one thousand beds) is no easy task. And this is why since the end of the 1990s, action plans have been implemented, designed to achieve this objective.

Over the years the complex has learned about energy management, observing how it has been necessary to make significant changes to operational parameters relating

to energy management, benefiting from the high level of commitment of the Complex’s management team and the centres’ employees, with the aim of optimising the allocation of human, material and financial resources to achieve a process of continuous improvement.

At the beginning, an analysis of the starting situation of the buildings, installations and equipment was carried out, on the basis of which, subsequent action plans were established. Over time, these have become more detailed and integrated into the management of the organisation and, naturally, have had a direct impact on many operational processes.

For the last 10 years, energy management has already formed part of the Integrated Management System of the Hospital Complex, in which the quality, safety and health of the employees and environmental commitments are taken into account in every process as an integral part of the whole, on whose good management the sustainability of the health and non-health services provided to the local population of Huelva and all the other users of our facilities depends.

Sustainable energy management as part of the integrated management system

Even though actions have been undertaken designed to improve energy management since the end of the 1990s, it was not until 2004 when an “ad hoc” Action Plan started to be drawn up that was perfectly structured over the period 2005-2012 (and now extended to December 2016) to achieve more sustainable energy management.

Proposed objectivesfor correct energy management

The proposals included a host of objectives that can be summarised as follows:

• Eliminating the consumption of heating diesel.• Implementing the use of renewable energy.• Optimising the energy installations’ performance.• Taking actions on the enclosures of the hospital buildings

and special treatments centre.

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Principales proyectos y actuacionesemprendidas/resultados obtenidos

La ejecución de los proyectos y actuaciones puestas en marcha a lo largo de estos años, han necesitado de una inversión de más de 3,2 M€, de los cuales más de 500.000 € han sido obtenidos a través de ayudas de la Agencia Andaluza de la Energía. A continua-ción se presenta un resumen de los más importantes:

• Introducir la energía solar en la generación de agua caliente sa-nitaria (más de 600 m2 de paneles solares en los Hospitales Juan Ramón Jiménez y Vázquez Díaz, con 256 captadores solares), consi-guiendo una disminución de más de un 30% en el consumo de gas natural y reduciendo notablemente la contaminación atmosférica.

• Eliminación del consumo de gasóleo para calefacción, más de 180.000 litros al año, con la consiguiente eliminación de emisio-nes atmosféricas de CO2, en el Hospital Vázquez Díaz y en el Cen-tro de Especialidades Virgen de la Cinta.

• Reducción de más de un 30% en el consumo eléctrico, al renovar nuestras instalaciones centrales de climatización del Hospital Juan Ramón Jiménez por otras mucho más eficientes energéti-camente.

• Colocación de 940 m2 de doble acristalamiento tipo climalit, para evitar pérdidas de calor en el Hospital Juan Ramón Jiménez (disminución de consumos energéticos en aproximadamente un 10%).

• Sustitución de las bombillas tradicionales por otras fluorescentes de “bajo consumo”, hasta sustituir un total de 1.250 lámparas, así como colocación de dispositivos automáticos de en-cendido, con lo que ha conseguido un ahorro de un 65% respecto al consumo inicial.

• Sustitución de las lámparas de los quirófanos por lámparas con iluminación por leds, en la to-talidad de los quirófanos del Complejo Hospita-

• Reducing the electricity and natural gas consumption of the Complex.

• Reducing CO2 emissions.• Maintaining our

leadership in the promotion of a sustainable culture.

• Maintaining a high degree of commitment by professionals and users within this new culture.

Main projects and activitiesundertaken/results obtained

The execution of projects and actions initiated over these years has required an investment of more than €3.2m of which over €500,000 has come from Andalusian Energy

Agency funding. Here is a summary of the most important actions:

• Using solar power to generate domestic hot water (over 600 m2 of solar panels at the Juan Ramón Jiménez and Vázquez Díaz Hospitals, with 256 solar collectors), thus achieving a reduction of more than 30% in the consumption of natural gas and significantly reducing atmospheric pollution.

• Elimination of the consumption of diesel for heating, over 180,000 l/year, with the consequent elimination of atmospheric emissions of CO2, at the Vázquez Díaz Hospital and at the Virgin de la Cinta Special Treatments Centre.

• Reduction of more than 30% in electricity consumption by renewing the central temperature control installations at the Juan Ramón Jiménez Hospital with more energy-efficient units.

• Installation of 940 m2 of climalit-type double glazing to avoid heat loss at the Juan Ramón Jiménez Hospital (reducing energy consumption by around 10%).

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lario y también del Hospital de Rio Tinto (un total de 21 lámparas led para quirófanos), con una inversión de 570.000 €.

• Por último, tras haber realizado auditorías de iluminación y contar con la financiación necesaria, procedente de los fondos europeos Interreg IV, a finales del año 2010, se procedió a la instalación de más de 7.000 puntos de luz de bajo consumo y a la colocación de dispositivos automáticos de encendido en la totalidad de los centros sanitarios de la provincia de Huelva (82 centros sanitarios de 74 municipios, incluidos todos los hospitales de la provincia), con una inversión de 407.000 €. Ambas actuaciones obtuvieron su financiación a través de fondos europeos del Programa de Coo-peración Transfronteriza Huelva-Algarve portugués.

• Elaboración de un Manual de Buenas Prácticas en Sostenibilidad que está distribuido por todos los centros sanitarios públicos de Portugal y del Servicio Sanitario Público Andaluz (integrado por 120 buenas prácticas, y que incluye un sistema de evaluación y mejora continua de los centros sanitarios).

• Se está realizando la sustitución de las instalaciones energéticas del Hospital Infanta Elena, con la introducción de trigeneración.

Conclusiones

El dato global de ahorro medio anual que estamos obteniendo se sitúa en torno al 1.700.000 kWh anuales (superior al 15% anual) que implica una disminución de las emisiones de CO2 en torno a 850.000 kg/año. El ahorro de costes económicos se sitúa por enci-ma de 0,5 M€/año, en relación a la situación de partida.

Reconocimientospor el trabajo realizadoen los últimos 10 años

Debemos reflejar aquí el esfuerzo que realizan nuestros profesio-nales, en el día a día de su trabajo, su ilusión, responsabilidad y buen hacer, que se traducen en la ejecución de una hoja de ruta cuyo objetivo es dar ese salto evolutivo, lento pero constante hacia una nueva cultura, más eficaz, más eficiente, más equitativa y co-rresponsable, una nueva cultura orientada hacia la Sostenibilidad Social y Económica.

Los reconocimientos en los últimos años han sido numerosos pero podemos resaltar algunos como el Premio a la Mejor Idea otorgado por el “Diario Medico” en 2003, el Premio a la Mejor Comunicación en las Jornadas Nacionales e Internacionales de Gestión Ambien-tal en Centros Sanitarios, celebradas en Badajoz en 2007, el reco-nocimiento, por la Comisión Europea, como Socios del Programa Europeo GreenBuilding en 2006, o la concesión del Premio al Mejor Edificio Reformado GreenBuilding´10, por esta misma Comisión Eu-ropea, o el Premio a la Responsabilidad Social Corporativa, otorgado en 2011 por la Fundación Avedis Donabedian.

Para terminar me gustaría trasladaros una frase de Angelique Arnauld que nos ha identificado a todos los compañeros que tra-bajamos en estos menesteres:

“La perfección no consiste en hacer cosas extraordinarias, sino en ha-cer las cosas ordinarias extraordinariamente bien”

• Replacement of traditional light bulbs by other “low consumption” fluorescent bulbs, substituting a total of 1,250 lamps, in addition to the installation of automatic devices for switching lights on and off which have achieved a saving of 65% compared with initial consumption.

• Replacement of operating room lighting with LED lighting in every operating theatre in the Hospital Complex as well as at the Rio Tinto Hospital (a total of 21 LED lights for operating rooms) with an investment of €570,000.

• Lastly, having carried out lighting audits and obtaining the necessary financing originating from the European Interreg IV funds, in late 2010, the installation of over 7,000 low consumption light points took place along with automatic light switch devices in every health clinic in the province of Huelva (82 health centres in 74 municipal districts, including every hospital in the province) with an investment of €407,000. Both actions were financed by European funds under the Huelva-Algarve Cross-border Cooperation Programme.

• Drafting a Good Sustainability Practices Manual that is distributed to every public health clinic in Portugal and as well as Andalusian Public Health Service medical centres (comprising 120 good practices that include a system for the assessment and continuous improvement of the health clinics).

• Replacement of the energy installations of the Infanta Elena Hospital are taking place with the introduction of CCHP.

Conclusions

The overall annual average saving being obtained is in the region of 1,700,000 kWh per year (over 15% per annum) that represents a reduction in CO2 emissions of some 850,000 kg/year. The economic costs saving stands at more than €500,000 per year compared with the starting situation.

Recognition for the work undertaken over the last 10 years

We conclude with a reflection on the effort that has been made by the Complex’s professionals in their daily work, their enthusiasm, responsibility and skill that have translated into the implementation of a road map that aims to take this evolutionary, slow but steady step forward towards a new, more efficient, equitable and responsible culture that is geared towards Social and Economic Sustainability.

Recognitions achieved in recent years are numerous. Of particular prominence are the Award for Best Idea presented by the Medical Journal in 2003; the Award for Best Communication at the National and International Conferences on Environmental Management at Healthcare Centres, held in Badajoz in 2007; the recognition by the European Commission as Partners of Europe’s GreenBuilding Programme in 2006; and the conferral of the Award for the Best Refurbished Building GreenBuilding ‘10 also by the EC; and the Corporate Social Responsibility Award presented in 2011 by the Avedis

Donabedian Foundation.

Lastly I would like to share with you a quotation from Angelique Arnauld to which all our colleagues dedicated to this activity can relate:

“Perfection consists not in doing extraordinary things, but in doing ordinary things extraordinarily well”.

Dr. Agustín Ortega García

Subdirector Económico Administrativo y de Servicios Generales Complejo Hospitalario Universitario de Huelva

Deputy Economic, Administrative and General Services Director Huelva University Hospital Complex

Este conjunto de actuaciones ha permitido que la factura energé-tica haya caído de los 22.695 kWh/cama a 19.245. Esta última cifra, supone un ahorro del 27% si se compara con la media nacional de gasto energético en los hospitales españoles que según los últimos datos hechos públicos por el Instituto para la Diversificación y Aho-rro en la Energía (IDAE) se sitúa en 26.460 kWh/cama. Las medidas de ahorro energético implantadas por Hospitales Nisa han sido po-sibles tras un proceso de auditoría energética desarrollado por la empresa valenciana Airentis.

Monitorización: control del consumo en tiempo real

El consumo de energía supone un coste anual elevado para cual-quier empresa en su cuenta de resultados. La monitorización se ha convertido hoy en día en una herramienta fundamental de apoyo a la gestión y eficiencia energética de las empresas, especialmente en el sector hospitalario, en el que le consumo energético es espe-cialmente intensivo.

Hospitales Nisa ha implantado un sistema de telegestión y monito-rización de consumos energéticos, consistente en la instalación de contadores de electricidad, gas y agua en puntos clave de la instala-ción, así como de un software para su visualización, el cual permite gestionar y hacer un seguimiento contínuo de los consumos.

Gracias a este sistema, se puede conocer detalladamente el com-portamiento del consumo de los hospitales y así poder optimizar el proceso de negociación de los contratos de electricidad y de gas, detectar desvíos ó funcionamientos incorrectos de los equipos y corregirlos, detectar oportunidades de mejora e implementarlas, o realizar cuantificaciones de los ahorros obtenidos al realizar susti-tuciones o reparaciones de estos equipos. En definitiva, el sistema de monitorización se convierte en una herramienta fundamental para alcanzar sus objetivos de excelencia en la gestión energética.

Los sistemas de ahorro implantados son resultado de una auditoría energética, que desarrolló Airentis y que pasó por la visita sobre el terreno durante seis meses de expertos encargados de evaluar el consumo y los aspectos susceptibles de mejora.

These combined actions have resulted in bringing down the energy bill from 22,695 kWh/bed to 19,245. This last figure represents a saving of 27% when compared with the national average energy expenditure in Spanish hospitals that was - according to recent data published by the Institute for Energy Diversification and Saving (IDAE) - in the region of 26,460 kWh/bed. The energy-saving measures implemented by Nisa Hospitals have been possible following an energy audit process developed by Valencia-based company, Airentis.

Monitoring: real time consumption control

Energy consumption represents a high annual cost for any company on its profit and loss account. Today monitoring has become an essential tool to support the management and energy efficiency of companies, particularly in the hospital sector where energy consumption is especially intensive.

Nisa Hospitals has implemented a remote management and monitoring system for energy consumption, comprising of the installation of electricity, gas and water meters at key points in the facilities, as well as visualisation software that allows consumption to be managed and monitored on an ongoing basis.

Thank to this system, detailed knowledge of the consumption behaviour of the hospitals can be obtained, thus optimising the negotiating process of the gas and electricity contracts, detecting deviations or anomalies in the operation of the equipment and correcting them, identifying opportunities for improvement and implementing them or quantifying the savings obtained by replacing or repairing the equipment. In short, the monitoring system has become an essential tool for achieving its objectives of excellence in energy management.

The saving systems implemented are the result of an energy audit developed by Airentis which included a 6-month site visit by experts responsible for evaluating consumption and aspects for improvement.

HOSPITALES NISA REDUCE SU FACTURA ENERGÉTICA EN UN 15%La renovación de equipos de climatización por otros más eficientes, la mejora de los sistemas de gestión y control del gasto energético, que incluye monitorización del con-sumo en tiempo real y la sustitución de luminarias conven-cionales por LED, han dado como resultado una reducción considerable del gasto energético en los hospitales que Nisa tiene repartidos por la Comunidad Valenciana, Ma-drid y Sevilla.

NISA HOSPITALS REDUCES ITS ENERGY BILL BY 15% The renovation of temperature control equipment by replacing it with more efficient units, improved energy expenditure management and control systems that include the real time monitoring of consumption and the replacement of conventional lamps with LED bulbs, has resulted in a significant reduction in the energy expenditure of Nisa’s hospitals throughout the Autonomous Community of Valencia, Madrid and Seville.

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La Unión Europea ha visto claro que la industria es la base económi-ca que permite mantener y aumentar el grado de bienestar de los países y se ha marcado para el 2020 el objetivo de que esta suponga el 20% del PIB. La prioridad de impulsar la industria tiene cuatro razones evidentes: los salarios industriales son considerablemente más altos que los del comercio o servicios; cada empleo industrial genera uno y dos en otros campos; el 80% de las innovaciones vie-nen de la industria y, por último, que el 80% de las exportaciones son productos industriales.

Cuando llegó la crisis, en Alemania el 23% del PIB correspondía a la industria manufacturera y hoy ese porcentaje apenas se ha modi-ficado, está en el 22,3%. Sin entrar en comparaciones deberíamos plantearnos cómo allí la manufactura se ha mantenido constante y aquí ha bajado año tras año sin un punto de inflexión. Tal vez la res-puesta esté en que en Europa la competencia es feroz y los pedidos se pierden o ganan por una diferencia de precio a veces de incluso el 1%. Cualquier tema que incida sobre la competitividad debe ser tenido en cuenta porque ahí está la clave.

El Ministerio de Industria español formuló, en 2014, los diez puntos para mejorar la competitividad y el peso de la industria en nuestro PIB. Empezando por estimular la demanda de bienes industriales, mejorar la competitividad de los factores productivos clave, asegurar un sumi-nistro energético estable, competitivo y sostenible, reforzar la estabi-lidad y uniformidad del marco regulatorio, incrementar la eficiencia y orientación al mercado y a la I+D+i; apoyar el crecimiento y la profe-sionalización de las PYME; adaptar el modelo educativo a las necesidades de las empresas; aumentar el peso de la financiación no convencional en las em-presas; apoyar la internacionalización de las empresas industriales y orientar la capacidad de influencia de España a la defensa de sus intereses.

Antonio Tajani, Comisario de Industria de la UE, ya había for-mulado que el crecimiento de la industria manufacturera pasaría por cuatro cuestio-nes: precios de la energía más bajos, eliminación de la buro-cracia en las gestiones, acceso al crédito y desarrollo de las habilidades de los empleados y empleables. La pérdida de com-petitividad de nuestra industria es evidente pero las razones son mucho más complejas. La solución tal vez está más en Tajani que en la lar-ga lista del Ministerio, pero de todos modos

The European Union is convinced that industry represents the economic basis on which to maintain and increase the level of well-being of its members, setting a target for 2020 for it to represent 20% of GDP. There are four obvious reasons to prioritise the stimulus of industry: industrial salaries are considerably higher than those of sales or services; every industrial job generates one or two in other fields; 80% of innovations come from industry; and, lastly, 80% of exports are industrial products.

At the start of the crisis, manufacturing represented 23% of Germany’s GDP. Today that percentage has barely changed, standing at 22.3%. Without making comparisons, we should ask ourselves how in Germany it has managed to remain constant while Spain’s GDP has dropped year after year with no turning point. Perhaps the answer is that in Europe competition is fierce and orders are won and lost due to price differences, sometimes by a mere 1%. Any issue that impacts on competitiveness has to be taken into account because therein lies the key.

In 2014, Spain’s Ministry of Industry defined ten points to improve the competitiveness and weighting of industry on the country’s GDP. These start off by stimulating the demand for industrial goods; improving the competitiveness of key productive factors; guaranteeing a stable, competitive and sustainable energy supply; strengthening the stability and

uniformity of the regulatory framework; increasing the efficiency and orientation towards the

market and R&D+i; supporting the growth and professionalisation of

SMEs; adapting the educational model to the needs of businesses;

increasing the weight of non-conventional financing

in businesses; supporting the internationalisation of industrial companies and orientating Spain’s influential capacity to defend its interests.

Antonio Tajani, EU Commissioner for Industry,

has already suggested that growth in manufacturing

industry must encompass four issues: lower energy prices,

removing bureaucracy from procedures, access to credit and

developing skills for both employees and

POR UN GAS INDUSTRIAL MÁS COMPETITIVOEn el ranking de competitividad IMD, España ocupa el puesto número 37, por detrás de países como Polonia, Reino Unido, Francia, Austria o Bélgica. Alemania, nuestro referente, está en la décima posición. La crisis vivida estos años debería haber servido para reposicionar nuestro comercio, nuestra hostele-ría y nuestra industria y, en cierto modo así ha sido. El número de visitantes extranjeros ha batido récords, gracias a la com-petitividad de la oferta turística, infraestructuras hoteleras, transporte aéreo, comercio y nuestros envidiables recursos naturales y culturales. Sin embargo en España hay un alumno que sigue suspendiendo: la industria. En 2006, la manufactura representaba el 15,5% del PIB y tras caer en picado a lo largo de toda la crisis solo supone el 13,2%.

MAKING INDUSTRIAL GAS MORE COMPETITIVE Spain occupies 37th place in the IMD competitiveness ranking, behind countries such as Poland, the UK, France, Austria and Belgium, with its country of reference, Germany, occupying tenth place. The crisis of these past years should have served to reposition Spain’s commerce, hotel business and industry and, to a certain extent, it has. The number of overseas visitors has broken records thanks to the competitiveness of the country’s offer of tourism, hotel infrastructures, air transport, commerce and our enviable natural and cultural resources. However there is one sector that has not lived up to expectations: industry. In 2006, manufacturing represented 15.5% of GDP and following the crisis, it had plummeted to 13.2%.

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hay que escuchar a la empresas porque ha llegado el momento de entender y atender a los industriales, grandes, medianos y peque-ños y de actuar para mejorar nuestra competitividad.

Medidas para aumentar la competitividad

Les propongo algunas sencillas medidas que nos harían más com-petitivos y que ayudarían a subir el peso de la industria en el PIB.

En el terreno laboral hemos avanzado considerablemente, pero debemos continuar con medidas como sacar a los jueces de las desavenencias laborales y que sindicatos y empresarios aprendan a solucionar sus problemas hablando. Además, considero que las bajas laborales deben ser gestionadas por las mutuas para rebajar el absentismo y que hay que acabar con las listas de espera de ciru-gías por el bien del empleado y de la empresa.

En el terreno del transporte, se precisa un mayor desarrollo en ferro-carriles para hacer a la industria y al comercio, más competitivos. Y, como en otros países europeos, deben elevar las toneladas de carga de los camiones a 44 en vez de 40, un asunto pendiente que cuesta a los empresarios españoles más de 800 millones de euros anuales, este cambio reduciría los costes de transporte un 16%.

Y llego a un tema fundamental: la energía, la gran asignatura pen-diente del Gobierno. Para una industria intensiva en energía, los diez mandamientos de la reindustrialización se pueden resumir en uno: dame energía más competitiva y ya nos espabilaremos. En esta legislatura, el Ministerio de Industria ha eliminado el déficit tarifa-rio eléctrico a costa de los consumidores, sobre todo industriales. El déficit estará resuelto pero el daño ocasionado tardará años en mostrar su dimensión. La cogeneración, herramienta clave de com-petitividad, se ha convertido en un boomerang financiero. Sin un adecuado desarrollo de la reforma eléctrica, las plantas de cogene-ración irán apagándose y el país perderá unos activos que garanti-zaban eficiencia energética y menores emisiones. Las instalaciones de cogeneración son parte esencial de la competitividad de las in-dustrias y así debe entenderlo el Ministerio o perderá posibilidades de aumentar el PIB industrial y elevará las emisiones de CO2.

El gas, ese elemento crucial en la competitividad

Y así recalamos ya en el punto crucial para la industria: el gas, casi la madre de todas las energías que sirve para producir calor, vapor, electricidad o simplemente como materia prima. El gas consumido se importa por tubo desde Argelia o por barco como LNG de países como Noruega, Qatar o Nigeria, entre otros. Aunque solo el 30% de

the employable. Spanish industry’s loss of competitiveness is more than evident, but the reasons for it are far more complex. Perhaps the solution lies with Tajani rather than with the long list from the Ministry, but in any event, Spain has to listen to businesses because the time has now come to understand and pay attention to the large, medium and small industrials and take steps to improve the country’s competitiveness.

Measures to increase competitiveness

Here are some simple measures to improve competitiveness and help increase the weighting of industry on GDP.

Spain has made considerable progress in the field of employment but measures must continue such as removing the role of judges in labour disputes and for trade unions and business owners to learn how to solve their issues through dialogue. In my opinion, time taken off work has to be managed by the mutual friendly societies to reduce absenteeism. Furthermore waiting lists for surgical procedures have to be a thing of the past for the good of both employees and companies.

In transport, railways require greater development to make industry and commerce more competitive. And as in other European countries, the tonnage loads of trucks has to increase to 44 instead of 40. This outstanding issue is costing Spanish business owners more than €800m per year and the change would reduce transport costs by 16%.

And here is the underlying theme: energy, the big outstanding issue for the Spanish Government. For an intensive energy industry, the ten commandments for reindustrialisation can be summed up in one: give us more competitive energy and we’ll get down to it. During this legislature, the Ministry of Industry has eliminated the electricity tariff deficit at the expense of the consumers, above all industrials. The deficit will be resolved but the damage caused will take years to reveal its full extent. CHP, the key to competitiveness, has turned into a financial boomerang. Without the appropriate development of the electricity reform, cogeneration plants will gradually disappear and Spain

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la electricidad producida en el país proviene del gas, su precio es im-portante e influye enormemente en el precio del pool eléctrico. Los ciclos combinados que consumen gas son esenciales y complemen-tarios a la producción de energías como la solar o eólica. Cuando el sol no luce o el viento no sopla, el gas y los ciclos combinados toman el relevo. La crisis ha hecho bajar el consumo de gas para los ciclos a un 30% de lo era antes.

El gas es un combustible uniforme, fiable y con un poder calorífi-co relativamente constante, por ello resulta clave para la industria. Su precio está formado por los peajes (regulados) y por la materia prima (liberalizado). Las inversiones en infraestructuras gasísticas -tubos y centrales de regasificación- se repercuten en el término fijo o peaje. La contratación está liberalizada pero es esencialmente bilateral (acuerdo comercializador y consumidor).

En empresas químicas, cerámicas, papeleras, alimentarias y otras muchas, el coste del gas supone entre el 10 y el 50% de sus costes variables. La repercusión de un gas no competitivo con otras regio-nes centroeuropeas puede ser letal para estas industrias. En España el gas industrial es hoy considerablemente más caro que en el cen-tro europeo. Para revertir esta situación, que resta competitividad a nuestra industria y le impide crecer, es necesario que los peajes bajen a niveles europeos. Y es fundamental que el Hub de gas que se está poniendo en marcha atienda los intereses de los consumidores in-dustriales, para lo que se precisa liquidez y transparencia. Este mer-cado debe permitir a los consumidores tener varios contratos en el mismo punto de entrega. Y promover un mercado de futuros, ade-más del mercado físico, que facilite la planificación de operaciones de cobertura. Y, por supuesto, desconectar su precio de la referencia al del petróleo. Por otro lado, es fundamental que se lleve a cabo lo antes posible la conexión de gas con Francia, que une a la península Ibérica con el resto de Europa.

En conclusión, si el Gobierno quiere avanzar en el índice de compe-titividad IMD y recuperar el terreno perdido durante la crisis tiene que escuchar a los industriales. El FMI avisa de que el crecimiento que estamos experimentando viene en parte de los bajos precios del petróleo, de la depreciación del Euro y de la bajada de impuestos. Si estos efectos se disipan, volveremos a ralentizar el crecimiento.

Solo el renacimiento industrial puede hacer crecer el PIB en términos relativos y absolutos. Es necesario crear las condiciones para que los industriales tengan la suficiente confianza para invertir. Esto pasa por desarrollar más el marco laboral y por lograr una energía competitiva. En el caso del gas, es importantísimo que el Hub se desarrolle con la máxi-ma transparencia y liquidez posible. Creo firmemente que un cambio de la política industrial del Gobierno puede impulsar la competitividad de las empresas y aumentar el PIB hasta ese soñado 20%.

will lose the assets that guarantee energy efficiency and lower emissions. The Ministry has to understand that CHP facilities form an essential part of industrial competitiveness. If not, there will be no chance of increasing industrial GDP and CO2 emissions will rise.

Gas is a vital competitive element

And here is the fundamental point for industry: gas - almost the mother of every energy that provides heat, steam, electricity or simply as a raw material. Gas consumed is imported via a pipeline via Algeria or by ship as LNG from countries including Norway, Qatar and Nigeria. Although only 30% of the electricity produced in Spain comes from gas, its value is significant and hugely influences the electricity pool price. Gas-powered combined cycles are both essential and complementary to the production of energies such as solar and wind. When the sun is not shining or if there is no wind, gas and combined cycles take over. The crisis has managed to bring down the cycles’ gas consumption to 30% of its former amount.

Gas is a uniform, reliable fuel with a relatively constant calorific output that makes it vital for industry. Its price comprises tolls (regulated) and the raw material (liberalised). Gas infrastructure investments - pipelines and regasification plants - impact on the fixed term or toll. Contracts are liberalised however are fundamentally bilateral (an agreement between the trader and consumer).

For chemical, ceramic, paper, food and many other businesses, the cost of gas represents between 10% and 50% of their variable costs. The repercussion of non-competitive gas on other Central European regions could be lethal for these industries. In Spain today, industrial gas is considerably more expensive than in Central Europe. To reverse this situation, takes the competitiveness out of Spain’s industry and prevents its growth, it is necessary for tolls to reduce at European levels. And it is crucial that the gas Hub being put into place that takes into account the interests of industrial consumers so that they enjoy liquidity and transparency. This market has to allow consumers to have different contracts at the same point of delivery. And to promote a futures market as well as a physical market that helps plan hedging transactions. And, of course, to unlink its reference price from the oil price. Furthermore, it is essential that the gas connection with France is implemented as soon as possible to join the Iberian Peninsula to the rest of Europe.

To conclude, if Spain’s Government would like to improve the IMD competitiveness index and recover the ground lost during the crisis, it has to listen to the industrials. The IMF has warned that the growth currently being experienced comes in part from the low cost of petroleum, from the depreciation of the euro and from reduced taxes. If these effects dissipate, growth will once again slow down.

Only an industrial renaissance can make GDP grow in both relative and absolute terms. It is necessary to create conditions so that industries have enough confidence to invest. This includes increasing the development of the employment framework and achieving competitive energy. In the case

of gas, it is extremely important that the Hub is developed with the highest level of transparency and liquidity possible. Only a change in industrial policy by the Government can stimulate the competitiveness of businesses and increase GDP to the desired figure of 20%.

Juan Vila

Presidente de GasINDUSTRIAL President of GasINDUSTRIAL

El Burgo de Ebro

El yacimiento Viura es una estructura geológica constituida por areniscas sedimentadas hace más de 100 millones de años, en el Cretácico, en cuyos poros se aloja el gas natural a unos 4.000 m de profundidad. Desde entonces, por encima de estas areniscas po-rosas se fueron depositando capas sucesivas de arcillas, formando un sello perfecto que ha preservado la estanqueidad de este yaci-miento.

Se estima que este yacimiento contiene al menos un volumen pro-bado de 1 bcm (o 1.000 millones de metros cúbicos de gas natural), pero no se descarta que la roca almacén pueda alojar aún cantida-des mayores. Este volumen probado sería equivalente a cinco años del consumo actual de toda La Rioja.

Para su explotación, un consorcio de tres empresas lideradas por Unión Fenosa Gas que actúa como operador, ha construido un pozo, el Viura 1 en el término municipal de Sotés, y un segundo pozo, el Viura 3 en Hornos de Moncalvillo. El análisis de ambos pozos permi-tió evaluar técnica y económicamente la capacidad de producción del yacimiento.

La explotación, que se realiza por los métodos tradicionales de ex-tracción, ha requerido la construcción de una planta de proceso que acondiciona el gas extraído antes de entregarlo a la red, y de dos gasoductos, uno que une el pozo Viura 3 con la planta de operacio-nes, y otro que une la planta con la red nacional de transporte de Enagás.

Antecedentes

La exploración de hidrocarburos en La Rioja se remonta a los años cincuenta del pasado siglo. Desde entonces, muchas empresas de-

The Viura field is a geological structure dating back to the Cretaceous period, more than 100 million years ago, made up of sedimentary sandstone whose pores house natural gas at a depth of some 4,000 metres. Since that era, layer on layer of clay have been deposited on top of the porous sandstone, forming a perfect seal to maintain the water tightness of this field.

It is estimated that this field contains at least a proven volume of 1 bcm (or 1 billion cubic metres of natural gas), but there is a possibility that the porous rock could house even larger amounts. This proven volume would be the equivalent of five years supply at current consumption levels for the whole of La Rioja.

For its exploitation, a consortium of three companies, headed up by Unión Fenosa Gas as operator, constructed a well, Viura 1, in the municipal district of Sotés. A second well, Viura 3, was drilled in Hornos de Moncalvillo. The analysis of both wells provides a technical and economic evaluation of the field’s production capacity.

The exploitation, carried out using traditional extraction methods, required the construction of a processing plant that conditions the extracted gas before delivering it to the grid. Two gas pipelines have also been built: one that links the Viura 3 well with the operations plant and another joining the plant to the Enagás national transmission grid.

Background

Exploration for hydrocarbons in La Rioja dates back to the 1950s. Since then, many companies have dedicated significant

technical resources and have embarked on numerous investments in this region, but without success. Their efforts were rewarded in July 2010, when the consortium headed up by Unión Fenosa Gas Exploración y Producción, S.A. (UFG E&P, 58.8%), a subsidiary of the Unión Fenosa Gas group, together with Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi, S.A. (SHESA, 37.7%) and Oil Gas Skills, S.A. (OGS, 3.5%) discovered a conventional natural gas field following exploratory drilling, called Viura 1. This project arose in conjunction with the exploration permits granted by the Ministry of Industry for Cameros-2 (July 1995) and Ebro-A (November 2006).

Viura 1, located in the municipal district of Sotés, achieved a depth of 3,788 m

PROYECTO VIURA.EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNDE GAS NATURAL CONVENCIONALEl yacimiento de gas natural Viura se encuentra situado en el subsuelo de la Comunidad Autónoma de La Rioja, a unos 12 kilómetros de Logroño, con una reservas probadas de 1 bcm. Desde finales del pasado mes de enero, se encuentra en opera-ción comercial el complejo puesto en marcha por Unión Fenosa Gas, como operador, en consorcio con otras dos empresas, que permite la explotación de esta yacimiento, consistente en la ex-tracción por métodos tradicionales del gas natural, su acon-dicionamiento en la planta de proceso y su posterior inyección en la red nacional de transporte de gas de Enagás.

THE VIURA PROJECT. EXPLORATION AND PRODUCTIONOF CONVENTIONAL NATURAL GAS The Viura natural gas field is situated beneath the Autonomous Community of La Rioja, some 12 kilometres from Logroño, with proven reserves of 1 bcm. The complex has been in commercial operation since the end of January 2015, having been commissioned by Unión Fenosa Gas as operator in consortium with two other companies. The complex uses traditional methods to extract natural gas then conditions it at the processing plant before it is injected into the Enagás national gas transmission grid.

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dicaron importantes recursos técnicos y reali-zaron cuantiosas inversiones en esta zona pero sin éxito. El premio llegó en julio del 2010, cuan-do el consorcio liderado po Unión Fenosa Gas Exploración y Producción, S.A.(UFG E&P, 58,8%), filial del grupo Unión Fenosa Gas, junto a Socie-dad de Hidrocarburos de Euskadi, S.A. (SHESA, 37,7%) y Oil Gas Skills, S.A. (OGS, 3,5%) descubrió un yacimiento de gas natural convencional, tras la realización de un sondeo exploratorio deno-minado Viura 1. Este proyecto nace asociado a los permisos de exploración, concedidos por el Ministerio de Industria, de Cameros-2 ( julio 1995) y Ebro-A (noviembre 2006).

Viura 1, ubicado en el término municipal de So-tés, alcanzó la profundidad de 3.788 m y, en las pruebas que se realizaron tras su perforación, se registraron caudales de producción de gas natural suficientes, que justificaban seguir ade-lante con el proyecto.

Campaña sísmica 3D

Los promotores decidieron entonces la realización de una serie de trabajos adicionales que permitirían mejorar el conocimiento geo-lógico del yacimiento: definir mejor la geometría del yacimiento, la localización precisa de las fallas, determinar la distribución de poro-sidades y permeabilidades en su interior y evaluar su potencial real de producción.

En primer lugar, se realizó un estudio sísmico tridimensional de la geometría del subsuelo bajo una superficie de 232 km2, que se extendió por 23 términos municipales riojanos. Para la realización de estos trabajos se instalaron 9.532 geófonos repartidos por los terrenos de 23 términos municipales riojanos, y se usaron más de 93.000 horas hombre.

Los geófonos son capaces de detectar la reflexión de las ondas ge-neradas por camiones vibradores y por pequeñas cargas explosivas superficiales e inocuas. El sistema utilizado determina el tiempo que tardan las ondas en volver a la superficie, tras reflejarse, como si de espejos se tratara, en las diferentes capas del subsuelo.

Los miles de millones de datos obtenidos de esta manera, una vez procesados, permitieron obtener una imagen precisa del subsuelo, en tres dimensiones, hasta los 6.000 metros de profundidad.

and, in the tests that were carried out following its drilling, it registered sufficient natural gas output to justify the continuation of the project.

3D seismic survey

The developers decided to undertake a series of additional tasks that would improve the geological knowledge of the field: improving the definition of the field’s geometry, accurately locating faults, establishing the distribution of porosity and permeability and assessing its real production potential.

First a three-dimensional seismic study of the geometry of the subsoil was carried out, underneath a surface area of 232 km2 covering 23 municipal districts in La Rioja. To undertake this work, 9,532 geophones were installed distributed around the 23 districts, involving a total of 93,000 man-hours.

The geophones are able to detect the reflection of waves generated by vibrator trucks and by small, surface-level and harmless explosive charges. The system used determines the time the waves take to return to the surface, following their reflection, as though from a mirror, through the different layers of the subsoil.

Once processed, the billions of figures obtained in this way provided an accurate 3D picture of the subsoil, up to a depth of 6,000 metres.

In June 2013 a new exploratory drilling was started, called Viura 3, situated in the municipal district of Hornos de Moncalvillo, 1.3 km from Viura 1, with the aim of confirming the lateral continuity of the field and its total thickness, as well as establishing connectivity between both wells.

Operational start-up

In early 2015 a high durability production test was started for both wells, Viura 1 and Viura 3, to study the behaviour of the field in terms of

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En junio de 2013 se inició un nuevo son-deo exploratorio, denominado Viura 3, ubicado en el término municipal de Hornos de Moncalvillo a 1,3 km del Viura 1, con el fin de confirmar la continuidad lateral del yacimiento y su espesor total, así como para determinar la conectividad entre ambos pozos.

Puesta en operación

En los primeros meses de 2015 se inició una prueba de larga duración de produc-ción de los dos pozos, Viura 1 y Viura 3, cuyo objetivo era estudiar el comporta-miento del yacimiento en cuanto a su ca-pacidad de extracción de gas y pronosti-car su evolución futura y optimizar así su desarrollo, tanto desde un punto de vista técnico, como económico. Para realizar esta prueba fue necesaria la construc-ción de instalaciones para el transporte y el tratamiento del gas extraído de estos pozos.

En los terrenos colindantes con el pozo Viura 1 se construyó la plan-ta de proceso, donde se realizan los tratamientos necesarios al gas extraído antes de su entrega a la red nacional de gasoductos, como son la separación de agua y condensado, la reducción del contenido de CO2 y su odorización.

El pozo Viura 3 está conectado a esta planta gracias a un gasoducto enterrado de unos 1.400 metros de longitud y 10 centímetros de diámetro.

Para garantizar el suministro eléctrico a la planta se construyó tam-bién una línea área de 1.500 metros de longitud, que conectará con la red de transporte de electricidad próxima.

Un gasoducto, de 2.400 m de longitud y 30 cm de diámetro, trans-porta ahora el gas tratado en la planta hasta el punto de entrega, situado en el entronque con la red nacional de gasoductos de Ena-gas, en el término municipal de Navarrete.

Las primeras operaciones de inyección de gas natural a la red na-cional tuvieron lugar a finales de febrero de 2015, pero no fue hasta los primeros días del mes de mar-zo cuando se comenzó a comercializarlo de forma continua. La puesta en produc-ción del yacimiento contribuye a mi-tigar parcialmente las necesidades de importación de gas natural en España, que son práctica-mente el 100% de la demanda nacional.

Respeto medioambiental

El proyecto Viura ha sido desarrollado de manera respetuosa con el medioam-biente, y ha supuesto la rea-lización de importantes in-versiones en la comarca que han contribuido a la creación de empleo y han favorecido el de-sarrollo económico y social en toda esta comunidad.

its gas extraction capacity and forecast its future evolution, thus optimising its development from both a technical and economic point of view. To carry out this test it was necessary to construct installations for the transmission and treatment of the gas extracted from these wells.

The processing plant was constructed on land bordering the Viura 1 well. This is where the necessary treatments are undertaken on the extracted gas prior to its delivery to the national gas pipelines grid, such as water separation and condensation, reduction of the CO2 content and odorization.

The Viura 3 well is connected to this plant via an underground gas pipeline some 1,400 metres long and 10 cm in diameter.

To guarantee the electricity supply to the plant, a 1,500 metre-long overhead line was constructed to connect to the closest power transmission grid.

A 2,400 metre-long gas pipeline with a 30 cm diameter now transports the treated gas from the plant to its delivery point situated at the junction with the Enagás network of national gas pipelines in the municipal district of Navarrete.

The first operations to inject natural gas into the national grid took place at the end of

February 2015, but it was not until the beginning of March that commercial

operations started on a continuous basis. The operational start-up of

the field partially helps mitigate the need to import natural gas

into Spain, which accounts for almost 100% of the national demand.

Environmentally-friendly

The Viura project has been developed so as to

respect the environment. It has involved significant

investment in the region thus contributing to the creation

of employment and promoting economic and social development

throughout this community.

Situación actual y perspectivas,las nuevas exigencias de diseño

Tal y como expuso Jorge Gutiérrez Vera en su ponencia, de acuerdo con el PRODESEN, Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Na-cional, de la Secretaría de Energía (SENER) de México, se espera que a finales de la presente administración el 5% de la energía consumida por el país provenga de fuentes limpias tales como las renovables, la cogeneración eficiente, la geotermia y la nuclear. Esta valor se incre-mentará al 35% hacia finales de 2024 Estas perspectivas ofrecen un futuro prometedor para los esquemas de cogeneración eficiente en México. También es buena noticia para el mercado, la reciente publi-cación, septiembre de 2015, de las bases del Mercado Eléctrico Mayo-rista (MEM), que establecen los principios para el diseño y operación del MEM a que se refiere la Ley de la Industria Eléctrica.

En la actualidad se encuentran operando en el país 3.500 MW en esquemas de cogeneración de los cuales 1.900 son de PEMEX. De acuerdo con la Subsecretaría de Electricidad de SENER, se espera un crecimiento en la oferta de energía a base de esquemas de coge-neración de 7.533 MW en los próximos 15 años. Destaca por su im-portancia el crecimiento de las cogeneraciones de PEMEX que será del orden de los 6.900 MW en refinerías y centros procesadores de gas natural, entre las que se encuentran: Cangrejera, Morelos y Mi-natitlán con 2.000 MW de capacidad. Las inversiones requeridas se estiman en 7.500 M$.

Adicionalmente a las cifras antes mencionadas, se espera un creci-miento significativo en esquemas de cogeneración y trigeneración a ser desarrollados en oficinas, hoteles, centros comerciales, ban-cos así como cadenas de tiendas comerciales tales como Walmart, Costco, Soriana, Chedarui, que manejan perecederos y en muchas de sus instalaciones requieren de sistemas de aire acondicionado. Estos esquemas de trigeneración requerirán de enfriadores por ab-sorción para la obtención de agua helada.

Current situation and outlook,new design requirements

As Jorge Gutiérrez Vera explained during his speech, according to the SENER, the Secretariat of Energy’s National Electrical System Development Programme (PRODESEN), it is expected that by the end of this administration, 5% of the country’s energy consumption will come from clean sources such as renewables, efficient cogeneration, geothermal and nuclear. This value will increase to 35% towards late 2024. This outlook offers a promising future for efficient CHP programmes in Mexico. Another item of good news for the market is the recent publication in September 2015 of the wholesale electricity market (MEM) bases that establish the principles for the design and operation of the MEM as referred to by the Electric Industry Law (LIE).

There are currently 3,500 MW operating in the country under CHP programmes of which 1,900 belong to PEMEX. According to the SENER’s Sub-secretariat for Electricity, growth in the energy offer based on CHP programmes over the coming 15 years is expected to amount to 7,533 MW. The growth in the PEMEX CHPs is particularly notable with some 6,900 MW in refineries and natural gas processing centres that include Cangrejera, Morelos and Minatitlán with a capacity of 2,000 MW. Required investments are expected to reach US$7.5bn.

In addition, significant growth is expected in CHP and CCHP programmes to be developed in offices, hotels, shopping centres, banks as well as retail chains such as Walmart, Costco, Soriana and Chedarui that handle perishable goods as many of their facilities require air conditioning systems. These CCHP programmes will require absorption refrigerators to obtain chilled water.

New design criteria

The new design criteria for CHP programmes have to take into account the regulatory framework.

Steam driven designs: are based on covering 100% of the customer’s thermal load, meaning that a significant electricity surplus will have to be offered to the market, with the accompanying price uncertainty that makes project finance very difficult, otherwise the surplus would be sent to clients with whom bilateral agreements have been signed. To comply with these requirements, the load values shortly to be published by the CRE have to be taken into account. This design criteria obtains total higher efficiency values of the cycle as well as lower greenhouse gas emissions.

LA COGENERACIÓN EN MÉXICOEn paralelo a la celebración de la feria The Gren Expo, los pa-sados 23 al 25 se septiembre en Ciudad de México, tuvo lugar la primera edición del Congreso Cogenera México, organizado por la patronal del sector en el país, también denominada Co-genera México, e ideado como una plataforma de intercambio donde se dieron cita actores del sector público, privado, acadé-mico, financiero y en general interesados en la cogeneración. En el marco de este Congreso se presentaron algunas ponen-cias de gran interés para conocer cuál es la situación actual del sector en el país. Recogemos en este artículo la ponencia del Presidente, Cogenera México, Jorge Gutiérrez Vera; así como la del Director Jurídico de la CNIAA y Representante del Consejo Directivo de Cogenera México, Maximiliano Camiro Vázquez, enfocada en uno de los nichos de mercado con un excelente potencial, como es el de los ingenios azucareros.

CHP IN MEXICO Running in parallel to The Green Expo trade fair, the first edition of the Cogenera Mexico Congress took place from 23 to 25 September in Mexico City, organised by the country’s sector sponsor – also called Cogenera Mexico – and designed as a platform for the exchange of ideas from any agent interested in cogeneration from the public, private, academic and financial sectors. Within the framework of this Congress, highly interesting lectures took place, setting out the current situation of the sector in the country. This article summarises the speech given by the Chairman of Cogenera Mexico, Jorge Gutiérrez Vera; as well as that from the Legal Director of the National Chamber of the Sugar and Alcohol Industries (CNIAA) and Representative of the Managing Board of Cogenera Mexico, Maximiliano Camiro Vázquez that focused on one of the market niches with good potential such as the sugar mills.

Planta de AESA, foto cortesía de Cogenera México AESA Plant. Photo courtesy of Cogenera Mexico

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Nuevos criterios de diseño

Los nuevos criterios de diseño de esque-mas de cogeneración deben tomar en cuenta el marco regulatorio.

Diseños steam driven: se basan en la satisfacción al 100% de la carga térmica del cliente, lo cual significa un exceden-te importante de potencia eléctrica que se tendrá que ofertar al mercado, con la incertidumbre de precios que hará muy difícil la financiación de los proyectos, o bien enviar los excedentes a clientes con los que se tengan firmados con-tratos bilaterales. Para cumplir con lo antes mencionado, se deben tomar en cuenta los valores de porteo que en fe-cha próxima dará a conocer la CRE. Con este criterio de diseño se obtienen los valores más altos de efi-ciencia total del ciclo así como las emisiones más bajas de gases de efecto invernadero.

Diseños electric driven: se basan en satisfacer total o parcialmente la carga eléctrica y parcialmente, en todos los casos, la carga térmi-ca. Con este criterio de diseño no se tiene el problema de exceden-tes de potencia y energía que se tendrían que exportar a la red de CFE, por lo que su financiación es más fácil.

La Reforma Energética y sus leyes reglamentarias al permitir un mayor número de actores en el proceso de generación y comercialización de la energía eléctrica, incrementan la competencia lo cual redundará en una reducción de costes y tarifas en beneficio de los usuarios finales. De hecho, se puede afirmar que ese es el fin más importante de la re-forma. Pero ello obliga a mejorar en el diseño de los esquemas de coge-neración, sobre todo en lo que se refiere a la parte térmica.

Si bien las bases del mercado establecen que los proyectos de co-generación conectados al SEN están sujetos a las instrucciones de despacho del CENACE, la base 3.3.16 habla de status no despachable (must run) de ciertas instalaciones de cogeneración, desde Coge-nera México se entiende que se debe solicitar a SENER que todas las cogeneraciones se consideren no despachables. En la grafica de la parte superior se puede apreciar la evolución del despacho de generación por tipo de fuente y los ciclos combinados son los que más se despachan por razones de eficiencia. Las cogeneraciones por razones obvias debieran ser despachadas con mayor frecuencia que los CC.

Electric driven designs: are based on totally or partially covering the electric load and, in all cases, partially covering the thermal load. This design criteria does not have the problem of power and energy surpluses that would have to be exported to the CFE grid, thus making financing easier.

By allowing a larger number of agents to take part in the electricity generation and sales process, the Energy Reform and its regulatory legislation increase competition which in turn brings down costs and impacts on tariffs to the benefit of end users. Indeed, this is the most important aim of the reform. However it requires that the design of CHP programmes has to be improved, above all as regards the thermal component.

Although the market bases establish that CHP projects connected to the National Electricity System (SEN) are subject to dispatch instructions from the CENACE, the national centre for energy control, clause 3.3.16 talks about the must-run status of certain CHP installations. Cogenera Mexico believes that the SENER must be asked for every cogeneration to be considered as must-run facilities. The graph highlights the evolution of generation dispatch by source type and the combined cycles are the most used for reasons of efficiency. For obvious reasons, cogenerations have to be dispatched more often than combined cycle plants.

As far as Cogenera Mexico has been able to analyse, the market bases do not include any form of compensation

for the cogenerating company for consequential loss arising from the inability to cover the thermal load due to a reduction in the CHP system or even its total stoppage. As a result of this, the ideal is to design CHP programmes that take into account cold, warm and hot back-up of the customer’s boilers and even consider fresh air feed systems and a secondary burner in the recovery boiler to make it work like a conventional boiler in the event the gas turbine stops.

CHP in sugar mills

As Maximiliano Camiro Vázquez pointed out in his presentation, Mexico is the world’s sixth sugar producer and the fifth-ranked exporter of the product.

Planta de Dalkia, foto cortesía de Cogenera México Dalkia Plant. Photo courtesy of Cogenera Mexico

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Hasta donde Cogenera México ha podido analizar, las bases del mercado no contemplan alguna for-ma de resarcir al cogenerador de los daños conse-cuenciales de no poder satisfacer la carga térmica debido a una reducción del régimen de la cogene-ración o inclusive paro total.

En virtud de lo anterior es deseable diseñar los es-quemas de cogeneración considerando respaldo frío, tibio o caliente de las calderas del cliente e inclusive considerar sistemas de alimentación de aire fresco y quemador secundario en la caldera de recuperación para hacerla trabajar como caldera convencional en caso de paro de la turbina de gas.

Cogeneración en ingenios azucareros

Tal y como señaló en su exposición Maximiliano Camiro Vázquez, México es el sexto productor de azúcar en el mundo y el quinto exportador del dulce. La industria nacional de caña de azúcar es de gran importancia en el país, pues representa un 1,98% del PIB manufacturero, un 16,44% del PIB agropecuario y un 8,29% del PIB de la industria alimentaria. Durante el ciclo 2014/2015 se cosecharon 53.6 millones de tone-ladas métricas de caña en 785.000 ha y se produjeron 5.983.720 t de azúcar.

El bagazo de caña es el combustible que proporciona energía para la cogeneración de electricidad y vapor en los ingenios azucareros. Según datos estadísticos de la última zafra, el 82% de los ingenios azucareros cogenera al menos el 80% de la energía eléctrica que consume. A partir de 2008 se iniciaron proyectos de cogeneración eficiente que permiten la venta de excedentes de energía eléctrica por el cambio en la legislación.

Las modificaciones a Ley de Industria Eléctrica (LIE) y su Regla-mento, así como las nuevas atribuciones otorgadas a la SENER, CRE y CENACE en el nuevo marco del mercado eléctrico ofrecen una excelente oportunidad para poder impulsar el desarrollo de proyectos de cogeneración en los ingenios azucareros. El poten-cial de cogeneración de los ingenios azucareros del país, está esti-mado en 949 MW, con la normativa vigente de cogeneración efi-ciente 48 ingenios azucareros se encuentran acreditados con una capacidad autorizada de generación de electricidad de alrededor de 642 MW en conjunto.

El interés de los ingenios por participar en la cogeneración de ener-gía a gran escala, los ha llevado a instalar equipos de generación de vapor y electricidad con mayor potencia y eficiencia, por lo que se cuenta con un avance considerable en el desarrollo de proyectos de cogeneración en los siguientes: Tres Valles, Constancia, San Nicolás, La Gloria y El Higo (Veracruz), Tala (Jalisco), y Huixtla (Chiapas).

Intermitencia de la producción

Uno de los principales retos para la cogeneración en esta industria es la intermitencia. La cogeneración en los ingenios solamente pue-de darse durante la temporada de zafra, que coincide con la cosecha de la caña, es decir, los ingenios no tienen capacidad para enviar energía al SEN durante todo el año, la energía se produce solo du-rante la zafra (175 días en promedio).

Esta condición de intermitencia genera plazos de recuperación de la inversión más largos, es por ello que se están buscando bioma-sas alternativas al bagazo de caña para generar energía eléctrica de manera constante, sin realizar inversiones importantes para su combustión en las calderas actualmente usadas y cuidando los cos-tes de flete.

The national sugar cane industry is hugely important in Mexico as it accounts for 1.98% of manufacturing GDP, 16.44% of agricultural GDP and 8.29% of the food industry GDP. During the 2014/2015 cycle, 53.6 million tonnes of sugar cane were harvested from 785,000 hectares, producing 5,983,720 tonnes of sugar.

Sugar cane bagasse is the fuel that provides power for the cogeneration of electricity and steam in sugar mills. According to figures from the last harvest, 82% of sugar mills cogenerate at least 80% of the electrical energy they consume. As from 2008, efficient CHP projects were started that allow the sale of surplus electrical energy thanks to the change in legislation.

Modifications to the LIE and its Regulation, as well as the new allocations granted to the SENER, CRE and CENACE within the new framework of the electricity market, offer an excellent opportunity for stimulating the development of CHP projects at sugar mills. The CHP potential of sugar mills in Mexico is estimated at 949 MW, with the current efficient CHP standards, 48 sugar mills are accredited with an authorised power generation capacity of around 642 MW in all.

The interest by sugar mills in taking part in large-scale energy cogeneration has resulted in the installation of steam and electricity generation equipment with greater power and efficiency levels, representing a significant advance in the development of CHP projects in the following localities: Tres Valles, Constancia, San Nicolás, La Gloria and El Higo (Veracruz), Tala (Jalisco), and Huixtla (Chiapas).

Production intermittency

One of the main challenges for CHP in this industry is intermittency. CHP in the sugar mills can only take place during the sugar harvest season which coincides with the cane harvest. In other words, sugar mills do not have the capacity to send energy to the SEN all year round: the energy is only produced during the harvest (an average of 175 days).

Such intermittency creates longer investment recovery periods. This is why biomass alternatives to sugar cane bagasse are being looked for in order to generate more constant electrical power, without making significant investments for its combustion in currently used boilers and minimising freight costs.

Planta de Rolls Royce, foto cortesía de Cogenera México Rolls Royce Plant. Photo courtesy of Cogenera Mexico

La cogeneración permite producir electricidad con una eficiencia energética netamente superior a las mejores plantas del sector cen-tralizado: un ciclo combinado, del tamaño de una planta nuclear, em-plea 2 unidades energéticas de combustible para obtener 1,2 de ener-gía eléctrica, de los cuales sólo llegarán al usuario entre 1 y 1,1, debido a las pérdidas en transmisión y distribución (50% de eficiencia). Sin embargo, los usuarios industriales o residenciales, para producirse 1 unidad de energía eléctrica con cogeneración eficiente pueden llegar a necesitar sólo 1,25 de combustible (80% de eficiencia).

Los sistemas de cogeneración producen dos efectos, que se suman entre sí:

• Al producirse electricidad en el entorno del usuario se evitan pér-didas de transporte y distribución, de forma que cada kW autoge-nerado por el usuario equivale a 1,1-1,2 de los generados en gran-des centrales térmicas del sistema.

• El kW autogenerado, si el usuario precisa calor, permite aprove-char la práctica totalidad del combustible empleado, convirtiendo la cogeneración en un proceso altamente eficiente en compara-ción con las grandes plantas del sistema centralizado.

Así, la suma de ambas propiedades permite ahorros energéticos y económicos de gran envergadura, tanto para el usuario, como para el país que utiliza la cogeneración.

Las plantas de cogeneración sólo pueden instalarse allí donde se precisa calor, que es en la mayor parte de los centros de producción industriales, comerciales y residenciales, tanto como energía térmica para la producción de bienes, como para sistemas de calefacción o climatización de locales o de conjuntos residenciales conectados por redes de calor y frío. De la misma forma que las plantas hidroeléctri-cas, de carbón o eólicas requieren la búsqueda de ubicaciones ade-cuadas, las plantas de cogeneración sólo pueden situarse allí donde se precise la energía térmica. La Directiva Europea 2012/27/UE obliga a todos los estados miembros de la Comunidad Europea a realizar un mapa de calor que identifique las zonas con más demanda de este tipo de energía para la implantación de sistemas de cogeneración.

Desde AESA estamos realizando este mapa de calor en España, herramienta que facilitará la localización y estudio de potenciales emplazamientos de sistemas de cogeneración y redes de distrito. Este mapa de calor es un instrumento de polí-tica energética esencial para la planificación y desarrollo de un sistema eléctrico distribuido, cuyo desarrollo indudablemente deberá im-ponerse en un futuro próximo, dada su mayor eficiencia energética y económica con respec-to a los actuales sistemas centralizados.

CHP can produce electricity with a clearly higher level of energy efficiency than the best centralised sector plants: a combined-cycle of the size of a nuclear power plant, uses 2 energy units of fuel to obtain 1.2 of electrical power, of which just 1 to 1.1 units reach the consumer due to transmission and distribution losses (50% efficiency). However for industrial and residential consumers to produce 1 unit of electrical energy from efficient cogeneration they might only need 1.25 units of fuel (80% efficiency).

CHP systems produce two combined effects:

• By producing electricity within the consumer’s environment, transmission and distribution losses are avoided, so that every kW self-generated by the consumer is equivalent to 1.1-1.2 of those generated by the system’s large thermal plants.

• Where the consumer needs heat, the self-generated kW can take advantage of almost all the fuel used, converting CHP into a highly efficient process compared with the large centralised plants.

The combination of both properties therefore results in considerable economic and energy savings for both the consumer and the country that uses CHP.

CHP plants can only be installed where there is a need for heating. This applies to the majority of industrial, commercial and residential production centres, both as thermal energy for the production of goods and for heating or temperature control systems for premises or residential blocks connected to the DHC networks. Just as hydroelectric, coal or wind powered plants have to find their ideal locations, CHP plants can only be situated where there is a need for thermal energy. The Energy Efficiency Directive 2012/27/EU requires every EU member state to prepare a heating map to identify the regions with the highest demand for this type of energy so that CHP systems can be deployed.

AESA is undertaking this heating map for Spain, a tool that will enable potential sites for CHP systems and district networks to be located and studied. This heating map is a vital tool

for energy policy in the planning and development of a distributed electrical system, whose implementation undoubtedly has to be deployed in the near future given its enhanced energy and economic efficiency compared with current centralised systems.

LA COGENERACIÓN, UNA BUENA OPCIÓN PARA LA INDUSTRIA MEXICANA Y LOS CONSUMIDORES RESIDENCIALESTodo usuario requiere combustible y electricidad para convertir-los en las utilidades que precisa: vapor de proceso, fuerza electro-motriz, iluminación, calefacción, etc. Todos los usuarios, tanto del sector industrial como del residencial, saben cómo transformar las energías que adquieren (combustibles y electricidad) en lo que realmente precisan. Y aunque no es por ahora lo más usual, los usuarios también pueden producirse la electricidad que necesiten a través de sistemas de cogeneración, utilizando mayoritariamen-te gas natural, con un precio atractivo en México.

J.M.ª Roqueta, Presidente Grupo AESA

CHP: A GOOD OPTION FOR MEXICO’S INDUSTRIALAND RESIDENTIAL CONSUMERS Every consumer needs fuel and electricity to cover their end requirements: process steam, electromotive force, lighting, heating, etc. Every consumer, whether industrial or residential, also knows how to transform the energy acquired (fuel and electricity) into what is actually necessary. And although this is still not the most common practice, consumers can also produce the energy they need from cogeneration systems, most of which are powered by the attractively priced natural gas, at least in Mexico.

J.M.ª Roqueta, President, AESA Group

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Disipar energíaa la temperatura adecuada

La capacidad de disipar energía de una torre de refrigeración con-creta es, teóricamente, ilimitada. Esto significa que cualquier torre que instalemos disipará la energía que el proceso aporta al líquido a refrigerar. Pero mientras una torre bien diseñada lo hará acercan-do la temperatura de salida del agua a la temperatura de bulbo húmedo del aire, una torre mal diseñada separará dichas tempera-turas de manera significativa.

Dicho con otras palabras, una vez fijado el caudal, el rango (diferen-cia de temperatura caliente y fría del agua) depende solo del proce-so, pero la aproximación (diferencia de temperatura fría del agua y la temperatura de bulbo húmedo del aire) depende exclusivamente de la torre.

El único límite a la capacidad de una torre es que la temperatura de entrada (temperatura caliente) no dañe los materiales de la torre. La conclusión, por tanto, es clara: la torre disipará el calor generado independientemente de su calidad; pero otra cuestión es que las temperaturas del agua sean adecuadas para el proceso.

Adaptar el consumo eléctricode las torres de refrigeracióna las necesidades de la planta

Las torres de refrigeración están equipadas con grandes ventilado-res, que generan una corriente de aire que facilita el efecto refrige-

Dissipating heatat the right temperature

The capacity of a specific cooling tower to dissipate heat is, in theory, unlimited. This means that any cooling tower installed will dissipate the heat generated by the process to cool the liquid. But while a well-designed tower does this by bringing the water outlet temperature close to the wet-bulb temperature of the air, a badly designed tower will significantly separate such temperatures.

In other words, once the flow has been set, the range (difference between the hot water and the cold water temperatures) solely depends on the process, however the approach (the difference between the cold water temperature and the wet-bulb temperature of the air) exclusively depends on the tower.

The only limit to a tower’s capacity is that the inlet temperature (hot water temperature) does not damage the materials of the tower. As such, the conclusion is clear: the tower will dissipate the heat generated independently of its quality; but it would be a different matter entirely if the water temperatures are adequate for the process.

Adapting the electricity consumptionof cooling towers to the plant’s needs

Cooling towers are equipped with huge fans generating an air current that facilitates the cooling effect through the

evaporation of water. In its efforts to provide a balance between investment and operating costs, the market has forced suppliers to design more economical towers, however on the downside, these are high consumers of electricity.

The fact is that a tower’s consumption can be reduced to the minimum required value, even to zero, as is the case with natural draught towers. However to achieve this, bigger and therefore more expensive towers are needed.

It is taken for granted that tower design is based on a more or less set consumption criteria, but in reality, a well-informed customer can choose the consumption they really need in line with their long-term operating criteria.

LAS TORRES DE REFRIGERACIÓNEN LAS PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA: MITOS Y REALIDADESLas torres de refrigeración son, sin duda, uno de los elementos clave en cualquier planta de generación eléctrica basada en el uso de turbinas de vapor mediante un ciclo termodinámico de Rankine, ya sean ciclos combinados, plantas térmicas, termo-solares o biomasas. Si bien es cierto que su misión de disipar energía al aire puede ser realizada mediante aero-refrigera-dores o aero-condensadores, conviene repasar algunos de los aspectos que hacen de las torres de refrigeración la solución ideal para la gran mayoría de los casos. En este artículo, ex-ponemos algunas claves que todo encargado de realizar el proyecto básico de una planta de generación eléctrica debe contemplar a la hora de decidir las características de la torre a instalar para lograr la máxima eficiencia.

COOLING TOWERSIN POWER GENERATION PLANTS: MYTHS AND REALITIESCooling towers are undoubtedly one of the key elements in any power generation plant that uses steam turbines via the thermodynamic Rankine cycle, whether these are combined cycle, thermal, thermosolar or biomass plants. While it is true that their mission to dissipate heat into the air can take place via air-coolers or air-condensers, it is useful to review some of the aspects that make cooling towers the ideal solution for the vast majority of cases. This article explains some of the key aspects that any responsible for carrying out the basic project for a power generation plant should take into account when deciding on the characteristics of the tower to be installed so as to achieve maximum efficiency.

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rativo mediante la evaporación del agua. El mercado, en su in-tento de proporcionar un equi-librio entre inversión y costes de operación, ha llevado a los suministradores a diseñar to-rres más económicas, pero que, en contrapartida, tienen altos consumos eléctricos.

Sin embargo, lo cierto es que el consumo de una torre puede reducirse hasta el valor míni-mo deseado, incluso hasta cero, como es el caso de las torres de tiro natural. Ahora bien, para lograrlo son necesarias torres más grandes y por tanto de ma-yor precio.

Se da por hecho que el diseño de las torres se basa en un cri-terio de consumo más o menos fijo, pero en realidad, un cliente bien formado puede elegir el consumo que realmente necesite se-gún sus criterios de explotación a largo plazo.

Un mito sobreel consumo de agua

A pesar de lo que muchos creen, el consumo de agua de una torre de refrigeración depende muy poco de su calidad. En el circuito de una torre de refrigeración pueden producirse tres tipos de pérdidas de agua. En primer lugar, una pérdida debida a la evaporación, que depende de la energía a disipar (energía generada por el proceso) y de la humedad del aire ambiente.

En segundo lugar, una pérdida asociada a la purga de la balsa que evita la acumulación de elementos en el agua, lo que a su vez, de-pende de factores como el agua de aporte, el proceso, el tratamien-to del agua y la limpieza general de la planta.

En tercer lugar, se pierde agua por el arrastre de gotas en el aire que sale de la torre. Este caudal es minúsculo (<0,001% del total), y está en función de la tipología del separador de gotas instalado.

Por estas razones, el diseñador de torres puede hacer que una torre sea más o menos tolerante a las aguas complicadas (renunciando, en ocasiones, a la eficiencia), pero el consumo de agua de la torre está, en gran medida, fuera de su alcance, porque para lograr so-lamente un ligero descenso del consumo de agua, la torre debería tener unas prestaciones que la encarecerían excesivamente e incre-mentarían su consumo eléctrico.

El ruido y la necesidad desoluciones acústicas globales

Si bien las torres de refrigeración son equipos de naturaleza ruido-sa, lo son en menor medida que los aero-refrigeradores o aero-con-densadores. Las fuentes de ruido de una torre de refrigeración son principalmente los ventiladores y el ruido de la lluvia al caer sobre la balsa. Ambos ruidos pueden reducirse significativamente con una inversión limitada. Sin embargo, en una planta industrial las fuentes de ruido son múltiples, por lo que debe siempre valorarse una solu-ción acústica global (ej. pantallas a borde de finca), antes que aplicar soluciones locales, es decir en cada uno de los puntos de ruido. Una solución global será siempre más eficiente y con mejores garantías de cumplimiento de la normativa acústica de cada emplazamiento.

A myth regardingwater consumption

Despite what many think, the water consumption of a cooling tower has little to do with its quality. Three types of water loss can occur in the cooling tower loop. Firstly, loss comes from the evaporation that results from the heat to be dissipated (heat generated by the process) and from the ambient air humidity.

Secondly, loss is associated with the purge of the reservoir to avoid the build-up of elements in the water. This, in turn, depends on factors such as the feed water, the process, the water treatment and the general cleanliness of the plant.

Thirdly, water is lost through droplets in the air being expelled from the tower. This flow is minor (<0.001% of the total) and depends on the type of drift eliminator installed.

Therefore, the tower designer can make a tower more or less resistant to dirty water (at times at the expense of efficiency), however the water consumption of the tower is largely beyond their reach, because by achieving even a minimal decrease in water consumption, the tower should be equipped with certain features that would make it more expensive, increasing its power consumption.

Noise and the need for global acoustic solutions

Even though the cooling towers are by nature noisy installations, they are less so than air-coolers or air-condensers. The main noise sources

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Protección efectiva contra el fuego

Hoy en día, la presencia de plásticos en sus múltiples formatos (PVC, FRP, PP) es masiva en las torres de refrigeración. Aunque la infla-mabilidad de estos elementos puede ser significativamente redu-cida mediante la aplicación de aditivos adecuados, una torre con responsabilidades importantes debe ser, además, protegida frente al riesgo del fuego. Existe una normativa específica que deja esta decisión en manos de un análisis de riesgo, pero la realidad es que en una central de generación eléctrica, un incendio en la torre su-pondrá sin duda la parada de la planta durante muchos meses. Es por ello que debe plantearse el diseño de un sistema activo contra incendios en el interior de la torre. Este sistema, alimentado por el anillo contra incendios de la planta, no supone una gran inversión. Debe, en cualquier caso, contemplarse que la dimensión de este anillo sea, al menos, la suficiente para regar al menos dos celdas de la torre.

Calidad del agua,el elemento más importanteen el diseño de la torre

Sin duda, el elemento que más influye en el diseño de la torre es la calidad del agua de recirculación, es decir, el agua que se va a mover dentro de la torre, no la del agua de aporte. Aspectos como la presencia de sólidos en suspensión, las posibilidades de que se pro-duzca scaling (formación de incrustaciones por cal), la presencia de fibras, cloruros, aceites, etc., marcan de forma drástica la selección del relleno de la torre, y por tanto, su diseño global.

Como orden de magnitud, para un mismo programa térmico, debe tenerse en cuenta que una torre diseñada con relleno para aguas muy sucias puede llegar a ser un 50% mayor y consumir un 50% más que la misma torre para aguas limpias.

En resumen, entender y analizar en profundidad todos estos as-pectos antes de instalar una torre de refrigeración en una planta de generación eléctrica, es básico para poder aplicar la mejor solución y la que cubra las necesidades rea-les de la industria, tanto en lo que respecta a su eficiencia como a su seguridad.

of a cooling tower are the fans and the noise of the rain falling on the basin. Both noises could be significantly reduced with a limited amount of investment. However there are multiple noise sources in an industrial plant, which means that a global acoustic solution has to be weighed up (e.g. screens along the edge of the site), before applying local solutions, i.e. at each of the points of noise. A global solution will always be more efficient with better guarantees of complying with the acoustic standards of each site.

Effective fire protection

As of today, there is a huge presence of plastic in all its multiple formats (PVC, FRP, and PP) in cooling towers. Although the flammability of these elements can be considerably reduced through the application of the correct additives, a tower with substantial commitments to fulfil must also be protected from the risk of fire. There is a specific standard in place that leaves this decision in the hands of a risk analysis, but the reality is that in a power generation plant, a fire in a tower would certainly result in the plant being shut down for many months. This is why the design of an active fire protection system has to be proposed for the interior of the tower. This system, fed by the plant’s fire protection ring, does not involve a huge investment. The proposal should in any case take into account that the size of this ring is at least sufficient to irrigate a minimum of two of the tower’s cells.

Water quality,the most important aspectof tower design

Undoubtedly, the element that has the most influence on tower design is the quality of the recirculating water, in other words, the water that is going to be moved inside the tower and not the feed water. Aspects such as the presence of suspended solids, the possibility of scaling (the formation of lime deposits), the presence of fibres, chlorides, oils, etc., all have a crucial impact on the choice of filling material and, as such, its overall design.

To give an idea of size: it should be taken into account that, for the same thermal programme, a tower designed with a filling material for very dirty water could be 50% bigger and consume 50% more than the same tower for clean water.

In summary, an understanding and in-depth analysis of all these aspects before installing a cooling tower in a power generation plant is fundamental so that the best solution can be applied that covers the real needs of the factory, in terms of both its efficiency and its safety.

Fernando Riaño

Director General de Torraval Cooling Managing Director of Torraval Cooling

El gas natural es percibido como una buena fuente de electricidad por un buen número de razones, tanto económicas, como operacionales y ambientales: es de bajo riesgo (técnico y financiero), produce menos emisiones de carbono que otros combustibles fósiles, además las plan-tas de gas se pueden construir con relativa rapidez, en algunos casos en alrededor de dos años, a diferencia de las instalaciones nucleares, cuya construcción puede llevar mucho más tiempo. De acuerdo con las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) el gas natural seguirá aumentando su cuota en el mix energético mundial, con un crecimiento del 2% por año hasta 2020. Las centrales de gas na-tural son flexibles, tanto en términos técnicos como económicos, para reaccionar rápidamente a picos de demanda, y están perfectamente hermanadas con opciones renovables intermitentes como la energía eólica. Varios picos de demanda ocurridos en el transcurso de un mes, tienen un importante efecto multiplicador sobre el coste de la electri-cidad entregada, por lo que tener una fuente de energía como el gas, que puede hacer frente a estos picos, es una ventaja significativa.

Estas ventajas son reconocidas a nivel mundial y cada vez son más los proyectos de generación eléctrica alrededor del globo que tratan de aprovechar las ventajas del gas natural que mencionábamos más arriba. Es por ello, que en esta edición de FuturENERGY, y en concreto en este especial dedicado al gas natural y sus aplicaciones, realizamos un repaso a algunos de los proyectos más representativos de centrales eléctricas a gas de todo el mundo. Para ello hemos seleccionado seis proyectos un proyecto por continente, y dos en América (Norteamérica y Latinoamérica), ya sea de generación con turbina de gas o con moto-res de gas, en ciclo simple o en ciclo combinado, en configuración de cogeneración o de generación pura, bien para suministro en carga base o para recorte de picos de demanda..., todas ellas puestas en servicio aproximadamente hace como mucho u año o próximas a estarlo. Todas ellas son especiales en su categoría por uno u otro motivo, ya sea su eficiencia, su potencia, su flexibilidad, en definitiva una muestra repre-sentativa de las centrales eléctricas a gas de hoy en día.

Natural gas is seen as a good source of electricity supply for a number of economic, operational and environmental reasons: it is low-risk (technically and financially); it produces less carbon emissions than other fossil fuels; and gas plants can be built relatively quickly in around two years unlike nuclear facilities, whose construction can take much longer. In line with International Energy Agency (IEA) forecasts, natural gas will continue to increase its share of the global energy mix, growing at 2% per year until 2020. Natural gas plants are flexible both in technical and economic terms, so they can react quickly to demand peaks. They can also be ideally twinned with intermittent renewable options such as wind power. Over the course of a month, various spikes in demand have a sizeable knock-on effect on the cost of delivering electricity, so having a source of energy such as gas that is able to cope with these spikes, is a significant advantage.

These advantages enjoy global recognition and there are an increasing number of power generation projects around the world that are trying to make the most of the advantages contributed by natural gas as set out above. And this is why this month’s issue of FuturENERGY - specifically this special report focusing on natural gas and its applications – is reviewing some of the most representative gas power plant projects from around the world. We have selected six projects - one for each continent and two for America (North America and Latin America) - covering gas turbine or gas engine generation, in single or combined-cycle, in a CHP or pure generation configuration, whether for baseload supply or to cover demand peaks..., and all of which were commissioned within the past year or are about to enter into operation. They are all unique in their field for one reason or another, whether due to their efficiency, capacity or flexibility; in short, an example of the most representative gas plants of our times.

EL GAS NATURAL Y LA GENERACIÓN ELÉCTRICA FLEXIBLE. SEIS CENTRALES QUE MARCAN TENDENCIA EN EL MUNDO

NATURAL GAS AND FLEXIBLE POWER GENERATION. SIX OF THE WORLD’S TREND-SETTING PROJECTS

LauswardCCC 595 MWe, 300 MWt para calefacción urbanaCCGT 595 MWe, 300 MWt for district heating

IPP3573 MWe con motores multi-combustible573 MWe with multi-fuel engines

Avon & Dedisa Peaking Power1.005 MW para cubrir picos de demanda1,005 MW to cover peak power demand

Riviera Beach Next Generation Energy Center

CCC 1.250 MWeCCGT 1,250 MWe

PMX CogeneraciónPotencial de

cogeneración de 5 GW5 GW of CHP potential

Diamantina & LeichhardtCCC 242 MWe + 60 MWe (turbina de gas en ciclo abierto)

CCGT 242 MWe + OCGT 60 MWe

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Dentro del complejo Lausward, se construye actualmente la nueva unidad Fortuna, una central de ciclo combinado de 595 MW y 300 MWt para calefacción urbana. El proyecto, un llave en mano de Sie-mens, entrará en operación comercial en 2016. Además de las carac-terísticas ya mencionadas, que la convierten en única en su clase en el mundo, la unidad Fortuna será capaz de alcanzar plena carga en apenas 30 minutos, compensando las fluctuaciones de generación de plantas eólicas y solares.

El corazón de la planta es la potente turbina de gas de Siemens SGT5-8000H, fabricada en Berlín. Esta turbina de gas de la clase H y de gran potencia, pesa 390 t y ofrece rápidos arranques y paradas, es muy flexible en su opera-ción y también muy eficiente. Puesta en servicio por primera vez en 2008, más de 40 turbi-nas de la clase H de Siemens se han vendido ya, proporcio-nando más de 100.000 Horas Equivalentes de Operación (EOH, por sus siglas en ingles) de experiencia operacional.

La central de Lausward, la pri-mera del mundo en extraer 300 MWt para un sistema de calefacción urbana de una única unidad operando en ciclo combinado, también albergará la turbina de vapor Siemens SST5-5000 (con eta-pas de alta, media y baja presión), un generador Siemens SGen5-3000W en configuración de eje simple, una unidad de recuperación de calor 3P-RH Benson de alta presión fabricada por Siemens Aus-tria y un compresor de gas tipo Borsig T-Jet 45.

El sistema de instrumentación y control SPPA-T3000 y otros siste-mas auxiliares también forman parte del proyecto llave en mano, que incluye un contrato de mantenimiento a largo plazo para los componentes principales.

Diseñada por el estudio de arquitectos kadawittfeldarchitekur, con sede en Achen, la unidad Fortuna no estropeará el paisaje de los vecinos de la ciudad de Düsseldorf. Con una magnífica ubicación en primera línea del puerto, en el diseño de la planta se han utilizado marcos cerrados de acero y articulaciones intermedias para trans-mitir una sensación especial de ritmo; la chimenea está rodeada por una estructura de vidrio, convirtiéndose en una “ventana de la ciudad”, rematada con una iluminación bilateral, que da una tonali-dad verde monocromática.

The new Fortuna unit, a 595 MW, 300 MWt district heating CCGT power plant is currently under construction within the Lausward complex. This Siemens turnkey project is due to enter into commercial operation in 2016. In addition to the features already mentioned, that make it the only one it its class in the world, the Fortuna unit will be able to achieve full load in just 30 minutes, compensating for generation fluctuations from wind and solar plants

The heart of the plant is the mighty Siemens SGT5-8000H gas turbine, manufactured in Berlin. This high output H-class gas turbine, weighing 390t, offers fast start-up

and shutdown and is highly flexible in terms of both operation and efficiency. First commissioned in 2008, over forty Siemens H-class turbines have already been sold, providing over 100,000 EOH of operating experience.

The Lausward plant, the first in the world to extract 300 MWt of district heat from a single power plant unit in combined

cycle operation, will also house a Siemens SST5-5000 (HP, IP and LP) steam turbine; a Siemens SGen5-3000W generator in a single shaft arrangement; a 3P-RH Benson (HP) HRSG unit, manufactured by Siemens Austria; and a Borsig Type T-Jet 45 gas compressor.

The SPPA-T3000 I&C system and other auxiliary systems also form part of the turnkey project which includes a long-term maintenance contract for the main components.

Designed by the Achen-based architects’ studio kadawittfeldarchitekur, the Fortuna unit will not be an eyesore for the nearby residents of Düsseldorf city. Occupying a prominent position on the harbour front, the plant design has used closed steel frames and intermediate joints to convey a special sense of rhythm. With its stack enclosed behind glass, the building is turned into a “window of the city”, finished off with bilateral illumination to give a monochromatic green hue.

EUROPA, ALEMANIA LA UNIDAD FORTUNA DE LAUSWARD, UNA CENTRAL ELÉCTRICA Y TRES RÉCORDS MUNDIALESUna nueva central de ciclo combinado en la zona de Lausward en el Puerto de Düsseldorf, rompe tres records mundiales, con una eficiencia neta superior al 60% y una eficiencia del combustible del 85%, mietras proporciona 300 MWt para una red de calefacción urbana. La ubicación de la central eléctrica Lausward, propiedad de Stadtwerke Düsseldorf (SWD), propor-ciona unas excelentes condiciones, debido a la disponibilidad y posibilidad de expansion de la infraestructura de gas natural, la posibilidad de emplear agua del río Rin para la refrigera-ción y la cercanía a los consumidores finales.

EUROPE, GERMANYLAUSWARD’S FORTUNA UNIT:ONE POWER PLANTAND THREE WORLD RECORDS A new CCGT power plant in the Lausward area of Düsseldorf Port breaks three world records with a net efficiency of over 60% and a fuel efficiency of 85% whilst providing 300 MWt of district heating. The Lausward power plant owned by Stadtwerke Düsseldorf (SWD) offers excellent site conditions due to the availability and expandable infrastructure of natural gas, the possibility of using water from the river Rhine for cooling and its proximity to final consumers.

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IPP3 es propiedad de AAEPC (Amman Asia Electric Power Company). Un consorcio liderado por Wärtsila, y formado por la propia Wärtsila y Lotte Engineering & Construction de Corea del Sur, fue contratado para suministrar esta planta de 573 MW. El valor total del contrato EPC (Ingeniería, Aprovisionamiento y Construcción) fue de 552 M$, de los cuales 334 M$ correspondieron a Wärtsilä. Además la compañía fue contratada también para realizar el servicio una vez terminada la planta, se firmaron un contrato de suministro de repuestos, de 15 años de duración, y otro de servicio téc-nico durante 5 años. IPP3 es la mayor planta de la historia de Wärtsilä dentro del portfolio Smart Power Generation.

IPP3 se está usando para cubrir los fuer-tes picos diarios de la demanda eléc-trica de Jordania. La planta es capaz de realizar múltiples arranques y paradas diarias sin ningún tipo de impacto en el coste de mantenimiento de la compañía eléctrica, una característica inexistente previamente en la red, proporcionando al cliente la muy necesitada flexibilidad operacional. La capacidad de arranque rápido y de subida y bajada rápida de potencia son carac-terísticas clave de la tecnología de motores de combustión interna.

IPP3 y su planta “hermana”, IPP4 de 250 MW están en operación comercial desde finales de 2014. De acuerdo con los datos propor-cionados por el operador de red NEPCO, el impacto en la red eléc-trica jordana es importante. Desde que las dos plantas de motores cubren la mayoría de la demanda punta, las centrales eléctricas de turbinas de gas de la red han sido relevadas de esta tarea.

Previamente, Wärtsilä realizó un completo estudio de la red, que concluyó que el uso en el país de turbinas de gas convencionales no estaba proporcionando la flexibilidad requerida en términos de utilización del combustible, así como de gestión de las fluctuacio-nes de carga diarias en la red. Con IPP3 ahora las turbinas producen en carga base constante, operando de forma mucho más eficien-te. Esto conduce a importantes ahorros de combustible, de costes energéticos y de emisiones de CO2.

Además de la flexibilidad operacional, IPP3 proporciona flexibilidad de combustible. Puede funciona con tres combustibles, fueloil pe-sado, fueloil ligero y gas natural. Además, la tecnología empleada asegura que el uso de agua en la planta está muy próximo a cero, lo que es estupendo desde la perspectiva de la sostenibilidad.

En base a la comparación de la eficiencia de las centrales térmicas de vapor existentes en la red, que son mucho menos eficientes, in-cluso cuando la nueva planta está funcionando con fueloil pesado, se estima que IPP3 típicamente produce alrededor del 35% menos de emisiones de CO2 por kWh en comparación con un central de vapor existente funcionando con gasoil.

IPP3 is owned by AAEPC (Amman Asia Electric Power Company). A Wärtsilä-led consortium, consisting of Wärtsilä itself and Lotte Engineering & Construction of South Korea, was contracted to supply the 573 MW plant. The total value of the EPC (Engineering, Procurement and Construction) contract was US$552m, of which US$334m corresponded to Wärtsilä. The company was also contracted to service the finished plant, signing a 15-year Parts Supply Agreement, as

well as a 5-year Technical Service Agreement. IPP3 is the largest Smart Power Generation plant in the history of Wärtsilä.

IPP3 is being used to cover the sharp daily peaks of electricity demand in Jordan. The plant is capable of multiple daily quick starts and stops without any maintenance cost impact

on the utility, a feature previously missing in the grid system, providing the customer with much needed operational flexibility. Fast starting and the ability to ramp output up and down quickly and efficiently are key features of internal combustion engine technology.

IPP3 and its sister plant, the 250 MW IPP4, have been in commercial operation since late 2014. According to data provided by the national grid operator NEPCO, their impact on the Jordanian power grid is significant. As the two engine plants cover most of the peak demand, the large gas turbine power plants in the grid have been released from this task.

Wärtsilä conducted a thorough prior grid study, which concluded that the country’s use of conventional gas turbines was not giving them the flexibility they required in terms of fuel usage as well as management of the grid’s daily load fluctuations. IPP3’s turbines now produce steady base load, operating much more efficiently. This leads to significant savings in fuel, energy costs and CO2 emissions.

In addition to operational flexibility, IPP3 provides fuel flexibility. The tri-fuel plant can run on heavy fuel oil, light fuel oil and natural gas. Besides, the technology used ensures that the plant’s use of water will be close to zero, which is fantastic from a sustainability perspective.

Comparing the efficiency of the grid’s existing thermal steam plants, which are far less efficient even when the new plant is operating on heavy fuel oil, it is estimated that IPP3 will typically produce around 35% less CO2 emissions per kWh compared to an existing oil-fired steam plant.

ASIA, JORDANIAIPP3, LA MAYOR PLANTA DE MOTORES DEL MUNDOEl pasado 29 de abril tuvo lugar en el emplazamiento de la plan-ta, cerca de Amman, Jordania, la inauguración de la planta IPP3. La planta está alimentada por 38 motores multi-combustible Wärtsilä 50DF, con una potencia conjunta de 573 MW. La cuali-dad que define al proyecto IPP3 es su tamaño. Es la mayor central eléctrica del mundo con motores y la mayor capaz de utilizar tres combustibles, gas natural y fueloil pesado como combustibles principales y fueloil ligero como combustible de reserva.

ASIA, JORDANIPP3, THE WORLD’S LARGEST ENGINE POWER PLANT The inauguration of IPP3 plant took place on 29 April 2015 at the plant site near Amman, Jordan. Powered by 38 Wärtsilä 50DF multi-fuel engines with a combined capacity of 573 MW, the IPP3 project’s defining quality is its scale. This is the world’s largest engine power plant and the largest tri-fuel power plant capable of utilising natural gas and heavy fuel oil as its main fuels and light fuel oil as back up.

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Las centrales eléctricas de recorte de picos Avon, de 670 MW, y Dedi-sa, de 335 MW, son los primeros proyectos a gran escala en Sudáfrica iniciados al amparo del Plan Integrado de Recursos (IRP, por sus siglas en inglés) de 2010 del gobierno sudafricano, y fuera de su programa de energías renovables. Las centrales eléctricas de gas en ciclo abier-to, suministrarán energía a Eskom a través de un acuerdo de com-pra de energía, que estipula que la eléctrica sudafricana comprará la energía producida por las plantas, una vez en operación, durante 15 años. Las plantas están ubicadas junto a subestaciones de alta ten-sión de Eskom ya existentes, y la electricidad se inyectará al sistema de transmisión a 275 kV y 400 kV, respectivamente.

Avon y Dedisa Peaking Power son propiedad de Engie (28%), Legend Power Solutions (27%), Mitsui (25%) y The Peaker Trust (10%), un consorcio creado para construir, tener en propiedad y operar estas dos centrales eléctricas de turbina de gas en ciclo abierto, con un coste total e inversión de alrededor de 1.000 M$.

En septiembre de 2013 este consorcio concedió a Ansaldo Energia y FATA el contrato para la construcción llave en mano de las plantas. El pedido estaba valorado en un total de alre-dedor de 400 M€. Desde entonces, Ansaldo Energía ha suministrado seis turbinas de gas modelo AE94.2 (cuatro para la central Avon y dos para Dedisa), completadas con los corres-pondientes generadores y sistemas auxiliares. Ansaldo Energía también ha ejecutado los tra-bajos de obra civil en ambos emplazamientos, así como los trabajos de transporte, construc-ción y puesta en marcha de su parte del sumi-nistro, valorado en un total de 280 M€.

FATA ha suministrado las plantas mecánica y eléctrica por un importe de 160 M€. El contra-to también comprende la construcción de la subestación y la interfaz con la red eléctrica, el almacenamiento y distribución de combusti-ble y el tratamiento de agua.

En julio de este año Dedisa Peaking Power suministró su primer MW a la red local, al-canzando el hito de la primera sincronización, con la entrega a la red sudafricana de 20 MW. Estos fueron los primeros MW entregados por un gran productor independiente de energía, a través de una central eléctrica térmica, en Sudáfrica. Finalmente, el 30 septiembre Dedi-sa entró en operación comercial.

The 670 MW Avon and 335 MW Dedisa peaking power plants are the first large-scale projects initiated in South Africa under the South African government’s 2010 Integrated Resource Plan (IRP), outside of its renewable energy programme. The open cycle gas power plants will supply power to Eskom under a power purchase agreement, stipulating that the South African power utility will begin purchasing power from the peaking plants once fully commissioned, over a 15-year period. The plants are located adjacent to existing high-voltage Eskom substations, with the electricity being fed into the transmission system at 275 kV and 400 kV respectively.

Avon and Dedisa Peaking Power are each owned by Engie (38%), Legend Power Solutions (27%), Mitsui (25%) and The Peaker Trust (10%), a consortium created to build, own and operate these two open-cycle gas turbine power plants, with a total investment cost of around US$1bn.

In September 2013 this consortium awarded Ansaldo Energía and FATA the contract for the turnkey construction of the plants.

The order was worth some €440m. Since then, Ansaldo Energía has supplied six AE94.2 model gas turbines (four for the Avon plant and two for Dedisa), complete with the corresponding generators and auxiliary systems. Ansaldo Energía also performed the civil works for both sites, in addition to transport, erection and commissioning works for its share of the supply, amounting to a total of €280m.

FATA supplied mechanical and electric plant worth a total of €160m. The contract also covers the construction of the substation and the interface with the electric grid, fuel storage and distribution in addition to water treatment.

In July this year, Dedisa Peaking Power started supplying its first MW to the local grid, reaching a key milestone of the first synchronisation, delivering 20 MW to South Africa’s grid. These were the first MW delivered by a large independent energy provider from a thermal electric plant in South Africa. Finally, on 30 September, Dedisa entered into commercial operation.

ÁFRICA, SUDÁFRICAAVON Y DEDISA PEAKING POWER,LOS PRIMEROS GRANDES PROYECTOS PRIVADOSDE GENERACIÓN ELÉCTRICAAvon Peaking Power y Dedisa Peaking Power son los primeros grandes proyectos privados de generación eléctrica en Sudá-frica. Los dos proyectos energéticos, ubicados en Port Elizabeth (Provincia Eastern Cape) y Durban (Provincia KwaZulu-Natal) respectivamente, están llamados a suministrar a la red eléctrica sudafricana una potencia adicional de 1.005 MW; ayudando a cu-brir las necesidades energéticas del país en períodos de demanda punta de la red nacional. Por lo tanto, son de vital importancia en la reducción de las desconexiones de carga que afectan a la economía de Sudáfrica.

AFRICA, SOUTH AFRICAAVON & DEDISA PEAKING POWER, THE FIRST LARGE PRIVATE POWER GENERATION PROJECTS Avon Peaking Power and Dedisa Peaking Power are the first large private power generation projects in South Africa. The two power projects, located in Port Elizabeth (Eastern Cape Province) and Durban (KwaZulu-Natal Province) respectively, are set to supply the South African power grid with an additional capacity of 1,005 MW, helping meet the country’s energy needs during periods of peak power demand from the national grid. As such, they are vitally important to reducing the load shedding that is impacting on South Africa’s economy.

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Riviera Beach Next Generation Energy Center comenzó a generar electricidad en la primavera de 2014, utilizando gas natural pro-ducido en los Estados Unidos, más limpio y más económico. Está moderna central de ciclo combinado, con una inversión próxima a los 1.300 M$, reemplaza una antigua central de los 60, alimentada con fuel y gas, cuyas unidades 3 y 4 fueron demolidas, junto con los tanques de fuel, en junio de 2011.

El nuevo centro de energía limpia, que ocupa un terreno de 15, 78 ha junto al Canal Intracostero en el condado de Palm Beach (Flo-rida), tiene un perfil mucho más elegante que la central original, con chimeneas de 45,42 m de altura, la mitad de altas que las ori-ginales.

La nueva central, de 1.250 MW de potencia, está equipada con tres eficientes turbinas de gas SGT6-8000H, de 265 MW de potencia unitaria, que necesitan un 33% menos de combustible por MWh producido. Completan la central, como equipos principales, tres cal-deras de recuperación de calor y una turbina de vapor de 455 MW.

Además de ahorrar en costes de combustible, la tecnología de esta central mejora mucho el perfil de emisiones de FPL, ya que se en-cuentra entre las más limpias de Estados Unidos. La nueva instala-ción genera energía con la mitad de la tasa de emisiones de CO2 y más de un 90% menos de emisiones a la atmósfera, en compara-ción con la antigua central de Riviera Beach.

La nueva planta utiliza fueloil ligero con un bajísimo contenido en azufre como combustible de respaldo, utilizando las infraestruc-turas de toma y descarga existentes en la central antigua Riviera Beach. Para refrigeración emplea agua del Canal Intracostero.

El proyecto ha compren-dido también la cons-trucción de un edificio de oficinas con paneles solares en la azotea y una estación de recarga de co-ches eléctricos. Con estas iniciativas FPL espera que el proyecto reciba la cer-tificación LEED del Green Building Council de Esta-dos Unidos para la soste-nibilidad ambiental.

Riviera Beach Next Generation Energy Center started generating electricity in spring 2014, using cleaner and more affordable US-produced natural gas. This modern combined-cycle plant, with an investment of almost US$1.3bn, replaces a former oil-and-gas-fired plant dating from the 1960s, demolishing units 3 and 4 along with its fuel tanks, in June 2011.

The new clean energy centre, occupying a 15.78-ha site located on the Intracoastal Waterway in Palm Beach County (Florida), offers a far more elegant profile compared with the original plant, with 45.42-m tall stacks that are half the height of the original building.

The 1,250 MW capacity plant is equipped with three efficient SGT6-8000H gas turbines, each with an output of 265 MW, that will use 33% less fuel per MWh produced. The plant is also equipped with three heat recovery boilers and a 455 MW steam turbine.

In addition to the saving in fuel costs, the technology of this plant greatly improves FPL’s emissions profile with the project being among one of the cleanest in the United States. The new installation will generate energy at 50% of the CO2 emissions rate, with over 90% less emissions into the atmosphere, compared to the old Riviera Beach plant.

The new plant uses light fuel oil with a very low sulphur content as a back-up fuel, using the existing intake and output infrastructures from the former Riviera Beach plant. Water from the Intracoastal Waterway is used for cooling.

The project has also involved construction of an office block with roof-mounted solar panels and an electric vehicle charging station. Thanks to these initiatives, FPL hopes that the project will achieve LEED environmental sustainability certification from the USA’s Green Building Council.

NORTAMÉRICA, EE.UURIVIERA BEACH, UNA CENTRAL LIMPIA DE ALTA EFICIENCIA, ALIMENTADA POR GAS NATURAL AUTÓCTONODe acuerdo con la firma de investigación SNL Energy los Estados Unidos generaron más electricidad a partir de gas que de carbón por primera vez el pasado mes de abril, una clara señal del boom del gas de esquisto en el país. Los precios a la baja del gas natural, permitieron que por primera vez en abril el gas generase un 31% de la electricidad, mientras que la contribución del carbón fue del 30%. La posibilidad de utilizar un gas natural más limpio, económico y producido en el país, está motivando la puesta en marcha de un buen número de centrales eléctricas a gas natural, y la reconversión de antiguas centrales. Sirva como ejemplo el proyecto de Florida Power & Light (FPL), inmersa en la modernización de sus centrales Riviera Beach (ya en funcionamiento), Cape Canaveral y Port Everglades (que estará en funcionamiento en 2016).

NORTH AMERICA, USARIVIERA BEACH, A HIGH-EFFICIENCY, CLEAN ENERGY CENTRE, POWERED BY HOME-PRODUCED NATURAL GAS According to research from SNL Energy, in April this year the USA generated more energy from gas than coal, a clear indication of the country’s shale gas boom. The downturn in the price of natural gas has, for the first time, resulted in gas generating 31% of electricity while coal contributed 30%. The possibility of using a cleaner, more affordable and US-produced natural gas, has stimulated the launch of a large number of natural gas power plants and the reconversion of old sites. One such example is the Florida Power & Light (FPL) project, involving the modernisation of its Riviera Beach plant (already in commercial operation), Cape Canaveral and Port Everglades (due to enter into operation in 2016).

Foto cortesía Doug Murray/FPL Photo courtesy of Doug Murray/FPL

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Entre los proyectos que Pemex está desarrollando en la actua-lidad a través de la sociedad de reciente creación Pemex Coge-neración y Servicios (PMX Coge-neración), se encuentran:

Ampliación Nuevo Pemex Ta-basco. Abengoa está realizando las obras de ampliación de esta central. La construcción del ter-cer tren de cogeneración am-pliará la potencia en 240 MW y estará en servicio en 2016.

Cogeneración Cactus. El consor-cio integrado por Enesa Energía, Invenergy Clean Power LLC y Mexichem está desarrollando este proyecto, una central de cogeneración que inicialmente tendrá una potencia de 530 MW. La fecha estimada de inicio de operación es el primer semestre de 2018.

Proyecto Tula. El consorcio Hermes-Atco trabaja en el desarrollo de una planta de cogeneración eficiente con una potencia de 638 MW. El inicio de su operación comercial se estima en el segundo semes-tre de 2017.

Proyecto Cadereyta. PMX Cogeneración junto con Mitsui están llevando a cabo este proyecto que consiste en una planta de cogeneración eficiente con una potencia de 380 MW. Su fecha de operación comercial está planeada para el segundo semestre de 2017

Proyecto Salina Cruz. PMX Cogeneración firmó en mayo un MoU con el consorcio Enel-Abengoa para constituir una sociedad desti-nada a la ejecución conjunta del proyecto de cogeneración eficiente en la refinería Antonio Dovalí Jaime de Salina Cruz, con una poten-cia de 517 MW.

La compañía baraja asimismo la construcción de otra planta en la refinería de Minatitlán, así como en los complejos petroquímicos de Cangrejera y Morelos.

Con la entrada en operación de los proyectos referidos, se estima una reducción anual de 15 millones de toneladas de CO2 a nivel na-cional.

The projects currently being developed by Pemex through its recently-created Pemex Cogeneración y Servicios (PMX Cogeneración) include:

Nuevo Pemex Tabasco Extension. Abengoa is carrying out extension works to this plant. The construction of the third CHP line will increase capacity by 240 MW and is due to enter into service in 2016.

Cogeneración Cactus. The consortium comprising Enesa Energía, Invenergy Clean Power LLC and Mexichem is developing this project that involves a CHP plant with an initial capacity of 530 MW. Commercial operation is expected to start in the first half of 2018.

Tula Project. The Hermes-ATCO JV is working to develop a 638 MW capacity, efficient CHP plant, with commercial operation forecast to start in the second half of 2017.

Cadereyta Project. PMX Cogeneración and Mitsui are working on this project that comprises an efficient CHP plant with a capacity of 380 MW. Commercial operation is scheduled for the second half of 2017.

Salina Cruz Project. In May, PMX Cogeneración signed a MoU with the Enel-Abengoa consortium to set up an entity dedicated to the joint execution of a 517 MW efficient CHP project at the Antonio Dovalí Jaime refinery in Salina Cruz.

The company is also assessing the construction of a further plant at the Minatitlán refinery, as well as at the Cangrejera and Morelos petrochemical complexes.

With all these projects entering into operation, an annual reduction of 12 million tonnes of CO2 is expected to be achieved at national level.

LATINOAMÉRICA, MÉXICOPMX COGENERACIÓN,ELECTRICIDAD PARA LA INDUSTRIAA PRECIO COMPETITIVOHasta ahora hemos seleccionado en este especial dedicado a plan-tas a gas natural alrededor del mundo, una planta concreta en un continente, o subcontinente, sin embargo dada la importan-cia de la cogeneración en el nuevo escenario planteado en Mé-xico por la reforma energética y el enorme potencial de cogene-ración que posee Pemex en sus procesos industriales, que según las últimas estimaciones podría ascender a 5 GW, hemos decidido tomar como ejemplo en Latinoamérica la cogeneración en insta-laciones industriales de esta compañía. Actualmente Pemex ha puesto en marcha la primera planta de cogeneración acreditada como eficiente en México, Nuevo Pemex Tabasco, de 340 MW, en operación desde 2013 y está desarrollando varios proyectos por un total de más de 2 GW.

LATIN AMERICA, MEXICOPMX COGENERACIÓN:ELECTRICITY FOR INDUSTRY AT MORE COMPETITIVE PRICESSo far in this special section dedicated to natural gas plants around the world, we have selected one specific project per continent or sub-continent. However given the importance of CHP within the new framework of Mexico’s energy reform and the huge CHP potential of Pemex’s industrial processes which, according to latest estimates could amount to 5 GW, we have decided to use cogeneration in this company’s industrial installations as the example for Latin America. Pemex has developed the very first CHP plant to be accredited as efficient cogeneration in Mexico, the 340 MW Nuevo Pemex Tabasco which started operating in 2013 and is also developing various projects totalling just over 2 GW.

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En mayo de 2009, el Gobierno de Queensland lanzó una propuesta a potenciales proveedores y a los principales consumidores de ener-gía de la región para encontrar una solución comercialmente viable, orientada al cliente y a largo plazo para satisfacer las necesidades de los principales usuarios de energía en el noroeste de Queensland, es-tudiándose dos alternativas, una solución de línea de transmisión y otra de generación local.

Finalmente fue seleccionada la so-lución de generación local, lo que dio origen al proyecto Diamantina Power Station (DPS), una central de ciclo combinado a gas de 242 MW, desarrollada por el consorcio AGL Energy y APA Group. Poste-riormente, en noviembre de 2012 se aprobó el proyecto Leichhardt Power Station (LPS), una expansión de 60 MW en forma de central eléctrica con turbina de gas en ciclo abierto, que genera energía de respaldo, garantizando una capacidad adicional para los clientes existentes y nuevos.

Diamantina tiene una potencia de 242 MW consta de dos bloques en ciclo combinado, equipados cada uno con una turbina de gas Siemens SGT 800, una turbina de vapor Siemens SST 400 y una caldera de recuperación NEM. Por su parte la central eléctrica de Leichhardt está equipada con una turbina de gas Rolls Royce Trent 60 de combustible dual de 60 MW, lo que eleva la potencia total en el emplazamiento a 302 MW.

DPS y LPS fueron inauguradas oficialmente hace menos de un año, diciembre de 2014, y proporcionan energía fiable para cubrir la ele-vada demanda eléctrica de la región.

Tanto el suministro de gas para la generación de electricidad, como la venta de esta electricidad están aseguradas por sendos contratos firmados por el consorcio con Xstrata Mount Isa Mines y Ergon Energy como consumidores de la electricidad hasta 2030 y con AGL Energy Limited para el suministro de gas durante un período de 10 años.

In May 2009, the Queensland Government announced a call to potential energy providers and major regional energy users to find a commercially viable, customer-driven and long-term solution to meet the needs of key energy users in North West Queensland. Two alternatives were studied: a transmission line solution and a local generation solution.

The local generation solution was finally selected, giving rise to the Diamantina Power

Station (DPS) project, a 242 MW combined-cycle gas-fired turbine power station developed by the AGL Energy and APA Group consortium. Later, in November 2012, the Leichhardt Power Station (LPS) project was approved, a further 60 MW expansion in the form of an open-cycle gas-fired power plant that provides back-up power and guarantees an additional capacity for both existing and new customers.

Diamantina has a capacity of 242 MW and consists of two combined-cycle power blocks, each one equipped with a Siemens SGT 800 gas turbine, a Siemens SST 400 steam turbine and an NEM HRSG. The Leichhardt plant consists of a dual-fuel Rolls Royce Trent 60 gas turbine which increases the size of the power generation facilities to 302 MW.

DPS and LPS were officially inaugurated just under a year ago in December 2014 and provide a reliable energy supply to cover the region’s high energy demand.

Both the supply of gas for electricity generation and the sale of that power are guaranteed by various contracts signed with the Xstrata Mount Isa Mines and Ergon Energy consortium as consumers of electricity up to 2030 and with AGL Energy Limited for the supply of gas over a 10-year period.

OCEANÍA, AUSTRALIADIAMANTINA Y LEICHHARDT,DOS CENTRALES A GAS PARA CUBRIR LA DEMANDA ELÉCTRICADE UNA REGIÓN AISLADALa región de Mount Isa, en el noroeste de Queensland, Australia, es cuna de exitosas operaciones mineras desde los años 90 y rica en metales preciosos y básicos. Esta región no está conectada al Mercado Nacional de Electricidad (NEM, por sus siglas en inglés) y se encuentra a unos 1.000 km del punto más cercano posible de conexión al mismo, en Townsville. Las necesidades de electricidad de la región son suministradas por una combinación de una red de distribución local con generación centralizada a gas y generación distribuida en las explotaciones mineras remotas. El gas se suministra a la región a través del Gasoducto Carpentaria, propiedad de Grupo APA. Los dos mayores consumidores de electricidad en la región son Glencore Xstrata Mount Isa Mines y Ergon Energy.

OCEANIA, AUSTRALIADIAMANTINA AND LEICHHARDT,TWO GAS-FIRED POWER STATIONSTO MEET ELECTRICITY DEMANDIN AN ISOLATED REGIONThe Mount Isa region, located in the north-west of Queensland, Australia, has yielded successful mining operations for 90 years and is rich in precious and base metals. This region is not connected to the National Electricity Market (NEM) and is located approximately 1,000 kilometres from the nearest potential NEM connection point, in Townsville. The region’s electricity requirements are supplied by a combination of a local distribution network with centralised gas-fired power generation and on-site generation for remote mining operations. Gas is supplied to the region via the Carpentaria Gas Pipeline, owned by APA Group. The two major electricity users in the Mount Isa region are Glencore Xstrata Mount Isa Mines and Ergon Energy.

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Wärtsilä Mobile LNG puede combinarse fácilmente con una cen-tral eléctrica montada en barcaza con una potencia de hasta 250 MW. De forma alternativa, se puede utilizar para abastecer a cen-trales eléctricas convencionales en tierra. La solución Wärtsilä Mobile LNG pondrá el GNL a disposición de nuevos consumido-res y beneficiará tanto a compañías eléctricas como a usuarios finales. En especial, la flexibilidad en su ubicación puede llevar energía limpia a zonas que cuentan con un acceso limitado o nulo a la red eléctrica nacional.

La solución Wärtsilä Mobile LNG se ha desarrollado para lugares complicados en los que no se pueden utilizar gaseoductos ni ter-minales de recepción de GNL a gran escala, o en los que el volumen de GNL necesario es menor. Representa una solución idónea para zonas de aguas poco profundas, en las que no sería posible el acce-so de buques dede más de 6 m de calado sin tener que recurrir a la construcción de grandes embarcaderos u operaciones de dragado.

En comparación con la construcción de terminales terrestres con-vencionales en condiciones de terreno difíciles y en zonas con una infraestructura subdesarrollada, el uso de barcazas puede repre-sentar una inversión de capital (CAPEX) considerablemente inferior y una entrega más rápida. Además, al ser móvil, se puede reubicar con facilidad, lo que supone un alto valor de reventa.

Todos los bloques constructivos en un mismo lugar

La solución todo-en-uno incluye un sistema de recepción de GNL tipo jetty, el almacenamiento de GNL y la barcaza de regasification. La barcaza se puede utilizar en combinación con una planta de ener-gía fija o flotante, de hasta 250 MW de potencia instalada, lo que es ideal para muchas comunidades medianas que carecen o tienen un acceso limitado a la red nacional. Su capacidad puede aumentar aña-diendo una segunda barcaza flotante junto a la primera.

Una característica clave de Wärtsilä Mobile LNG es la accesibili-dad: puede ir a casi cualquier lugar, incluyendo los lugares donde un gasoducto no sería factible. Además, las credenciales verdes del gas natural licuado hacen que sea también el combustible óptimo para zonas de emisiones controladas. También está destinado a lugares difíci-les donde no es factible la construcción de una ter-minal de LNG a gran esca-la o cuando las cantidades de gas natural licuado ne-cesarias son reducidas.

Wärtsilä Mobile LNG po-dría ser de gran beneficio para las islas, por ejemplo en el Caribe e Indonesia, o para otras comunidades aisladas.

The Wärtsilä Mobile LNG can easily be combined with a barge-mounted power plant with a capacity of up to 250 MW. Alternatively, it can be used to supply conventional land-based power plants. The Wärtsilä Mobile LNG solution will make LNG available to new consumers and will benefit both utilities and end-users. In particular, the flexibility of its location can bring clean energy to areas that have only limited or no access to the national electricity grid.

The Wärtsilä Mobile LNG solution has been developed for challenging locations where pipelines and large-scale LNG receiving terminals are not feasible, or where the quantities of LNG needed are smaller. It represents an ideal solution for shallow water areas where access for vessels with more than a 6-metre draft would not be possible without major jetty constructions or dredging operations.

Compared to constructing conventional land-based terminals in difficult soil conditions and areas with an undeveloped infrastructure, the use of barges can represent a significantly lower capital investment (CAPEX) and faster delivery. Furthermore, being mobile, it can be easily relocated thereby giving it a high resale value.

All the building blocks in one place

The all-in-one solution includes a jetty-based LNG receiving system, LNG storage and the regasification barge. The barge can be used in combination with a fixed or floating power plant with installed capacity of up to 250 MW. This is ideal for many medium-sized communities that lack or have limited access to the national grid. Its capacity can be ramped up by adding a second floating barge next to the first.

A key feature of Wärtsilä Mobile LNG is its accessibility: it can go almost anywhere, including places where a pipeline is not feasible. Furthermore, the green credentials of LNG make it also the optimum fuel for emission-controlled areas. It is also intended for challenging locations where the construction of

large-scale LNG terminals is not feasible or where the quantities of required LNG are smaller.

Wärtsilä Mobile LNG could be of immense benefit to islands, such as in the Caribbean or Indonesia, or to other isolated communities.

GENERACIÓN ELÉCTRICAA PARTIR DE GNLA PEQUEÑA Y MEDIANA ESCALAWärtsilä ha presentado un nuevo concepto de barcaza para almacenamiento y regasificación de GNL (gas natural licuado). Esta solución innovadora ofrece un medio flexible para satis-facer los requisitos a pequeña y mediana escala, donde las op-ciones puramente terrestres de GNL son limitadas. Las divisiones Marine Solutions y Energy Solutions de Wärtsilä han combina-do sus conocimientos a la hora de desarrollar este concepto.

POWER GENERATION FROM SMALL- AND MEDIUM-SCALE LNG A new LNG (liquefied natural gas) storage and regasification barge concept has been introduced by Wärtsilä. This innovative solution offers a flexible means of meeting small- to medium-scale requirements, where purely land-based LNG options are limited. The combined expertise of Wärtsilä’s Marine Solutions and Energy Solutions divisions has been used to develop the concept.

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Bearish short end, stable far end

Spanish spot prices in September averaged below our expectation and with a discount of 3.71 EUR/MWh over August. The spread to the French spot market narrowed from around 20 EUR/MWh recorded since May to 14.43 EUR/MWh and was triggered by higher French, lower Spanish prices, respectively. The monthly price drop in Spain was driven by lower average temperatures (-3°C m-o-m) weighing on cooling needs and therefore on monthly power consumption (-0.9 GW). On the supply side, renewables production remained stable m-o-m while nuclear and hydro power generation went up by 0.1 GW. In consequence, last month the share of power production from coal and CCGTs dropped by 0.8 GW, total.

Imports from France decreased by 0.4 GW. The commercial start of the new interconnector took place on 05.10.2015. Under optimal conditions it will double transmission capacity between France and Spain to 2.8 GW. However, so far the current REE Net Transfer Capacity forecast indicates just a short lived increase of import capacities from France, namely only for Friday 09.10.2015 (1.9 GW). It will be interesting to observe power flows and country price spreads on days of intensive wind power generation and low power consumption in Spain. For 2016 we expect a narrowing of the FRA-ESP spot price spread.

The latest weather forecast indicates temperatures around norm and compared to September, wetter weather in Spain for the coming two months. With this we assume a recovery of the hydro reservoir levels, standing currently at 47% of maximum reservoir capacity. From the thermal supply side,nuclear availability is scheduled to be lower (-1.1 GW on average) with Almaraz 1 & 2 and Cofrentes being out of service for several days in October. CCGT availability is expected to fall by 0.7 GW m-o-m and coal power plant availability to increase by 0.2 GW. Summing up we expect October’s spot prices to average below September between 48 and 50 EUR/MWh.

On the Spanish power forward market the front year contracts recorded slight losses due to lower spot and tumbling gas prices. The bearish price move at the front months (beside Nov15) was mainly triggered by the expectations of recovering hydro stocks in the months to come.

In October we expect lower spot levels to weigh on the front month contracts. For the calendar years we expect low volatility and a stable price development. We base our opinion on our fuels forecast, which is bearish for NBP gas, bullish for API#2 coal and still bullish for carbon.

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