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AFBEL valora los RDL 29/2021 y RD 1125/2021 reclamando el aumento de la inversión en redes eléctricas de transporte y distribución

aumento inversión redes eléctricas

Para la patronal de bienes del sector eléctrico es necesario actualizar el techo de la inversión en redes para adaptarse al crecimiento del uso de la electricidad, a los nuevos tipos y modos de consumo y a la extraordinaria subida de las materias primas

Ante la publicación de los RDL 29/2021 y RD 1125/2021 aprobados en el Consejo de Ministros el pasado 21 de diciembre, AFBEL considera que van en la dirección correcta en consonancia con los objetivos de la transición ecológica que lleva emparejada la electrificación de la economía, pero estima que estas medidas no son suficientes ante un escenario como el actual con extraordinarias subidas de las materias primas.

El Sector de Fabricantes de Bienes de Equipo Eléctrico aplaude ambas propuestas de piezas legislativas.  “El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima es el marco legal general que debe guiar en los próximos años la transición energética hacia la neutralidad climática; las políticas concretas que fomenten la electrificación de la economía supondrán las claves del éxito o el fracaso”, explica Guillermo Amann, Presidente de la Asamblea General de AFBEL.

No obstante, AFBEL reclama la eliminación del techo máximo de inversión regulada para la red de transporte y distribución ya que ha quedado obsoleto ante las extraordinarias subidas de las materias primas. Según asegura Amann, “el techo de estas inversiones debe actualizarse a las necesidades actuales. En este sentido, la regulación no solamente tiene que ser ambiciosa en cuanto a sus objetivos, sino que debe adaptarse a las circunstancias coyunturales”.

El RD 1125/2021 fomenta la digitalización de las redes eléctricas de distribución, aprobando un paquete de financiación de 525 millones de euros dentro del marco del Plan de Restructuración, Recuperación y Resiliencia, que va a poner en juego una inversión de alrededor de 1.000 millones de euros en los próximos dos años, permitiendo la sensorización y digitalización de las redes tan necesarias para el empoderamiento del consumidor y la transición energética.

En cuanto al RDL 29/2021 para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables, AFBEL incide especialmente en la necesidad de eliminar barreras normativas que dificultan el despliegue de la infraestructura de carga del vehículo eléctrico, fomentar la infraestructura de recarga pública de alta potencia y establecer objetivos cuantificados de vehículos matriculados para 2030. Así mismo, valora positivamente el establecimiento de obligaciones de instalación de puntos de carga eléctrica de alta capacidad para las instalaciones existentes de combustibles y carburantes.

Por lo que se refiere al autoconsumo, este RDL no solo aprueba su hoja de ruta, sino que prevé medidas complementarias para el impulso del autoconsumo colectivo en comunidades de vecinos y comunidades energéticas aplicando nuevos criterios que facilitan su despliegue

introduciendo mejoras en las condiciones económicas de los proyectos; y en lo que se refiere al fomento de proyectos de energías renovables, amplía algunos plazos para la gestión de los mismos que suavizan la actual situación de estrangulamiento.

Para AFBEL, sin electrificación no hay transición energética, y sin inversión en refuerzo y digitalización de la red, no es posible una electrificación renovable, descarbonizada, digitalizada y social.

El Gobierno destina 525 millones a digitalizar las redes de distribución e impulsar la recarga de vehículos eléctricos en la vía pública

digitalizacion

Dotar de inteligencia al sistema eléctrico es clave para integrar energía renovable distribuida, sistemas de almacenamiento y herramientas de flexibilidad, como la agregación y la gestión de la demanda

El Gobierno ha aprobado hoy, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), un Real Decreto para digitalizar las redes de distribución de electricidad e impulsar la infraestructura de recarga para vehículos eléctricos en la vía pública. Está dotado con 525 millones de euros del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), que recibirán las empresas distribuidoras de una forma proporcional a su representatividad hasta 2023. Los potenciales beneficiarios tendrán que implantar herramientas digitales de mejora de atención al consumidor, incluyendo sedes electrónicas para gestionar expedientes relativos al acceso y la conexión de instalaciones de autoconsumo y de puntos de recarga.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) prevé que las energías renovables cubran un 74% de la demanda eléctrica en 2030. Para conseguirlo, el sistema eléctrico debe transformarse, desde su actual diseño centralizado y unidireccional, hasta otro distribuido, multidireccional, inteligente y flexible, gracias a la digitalización de las redes, los sistemas de almacenamiento y la agregación y la gestión de la demanda.

Contribuir a la recuperación económica

El Real Decreto aprobado por el Gobierno facilita el alcance de estos objetivos, además de contribuir a la recuperación económica, gracias a la capacidad de arrastre de la distribución de electricidad sobre el resto de la economía, que mantiene decenas de miles de empleos y sustenta una cadena industrial relevante, con un peso muy importante de las empresas españolas.

La digitalización de las redes de distribución está incluida en el Proyecto Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA), disponible aquí, que canalizará más de 16.300 millones en los próximos años para adaptar el sistema energético y reforzar la posición del liderazgo español en el campo de las energías limpias.

La digitalización de las redes de distribución es una de las medidas facilitadoras del PERTE ERHA y se corresponde con el Componente 8 del PRTR, dedicado a infraestructuras eléctrica, promoción de redes inteligentes y despliegue de la flexibilidad y el almacenamiento.

Ayudas con cargo a los PGE de 2021 a 2023

El Real Decreto aprobado hoy permitirá otorgar hasta 525 millones en subvenciones directas entre 2021 y 2023 a las empresas distribuidoras, que operan en régimen regulado por ser monopolios naturales en las zonas en que están implantadas. Las cuantías anuales máximas ascenderán a 227 millones con cargo al Presupuesto General del Estado de 2021, otros 148 millones con cargo a 2022 y 150 millones en 2023.

El PRTR financiará hasta el 50% de los activos relacionados con la digitalización de la red y con las infraestructuras necesarias para alimentar puntos de recarga rápida para vehículos eléctricos –con una potencia superior a 250 kW– situados en la vía pública. Cada compañía recibirá una ayuda proporcional al porcentaje de retribución regulada que recibe sobre el coste total de la actividad de distribución de electricidad.

El Real Decreto autoriza que las distribuidoras incrementen su límite de inversión anual con cargo al sistema eléctrico en una cuantía equivalente a la inversión acometida gracias al apoyo del PRTR durante el año siguiente a la puesta en servicio de los activos resultantes de las inversiones.

Planes de generación de cadena de valor y empleo

Para acceder a las subvenciones, las empresas deberán presentar planes estratégicos con las estimaciones de sus inversiones sobre el empleo, la cadena de valor industrial y la contribución a la penetración de nueva generación renovable, que serán publicados en la página web del MITECO.

También tendrán que implantar programas digitales de mejora de la calidad de la atención al consumidor. Entre ellos, deberán habilitar una sede electrónica que permita la gestión de los expedientes, incluyendo los relativos a los permisos de acceso y conexión para instalaciones de autoconsumo y la infraestructura de recarga de vehículos eléctricos.

Puede consultar toda la información sobre el PRTR aquí.

Hitachi Energy se pone en marcha

Hitachi Energy

El líder global en tecnología y mercado de redes eléctricas está comprometido con impulsar un futuro energético sostenible para todos

Continuando con el comunicado de prensa del 1 de julio de 2021, el líder mundial en tecnología ha anunciado hoy su evolución a Hitachi Energy. La compañía, antes llamada Hitachi ABB Power Grids, ha renovado su propósito de “impulsar un futuro energético sostenible para todos”.

Desde su sede mundial en Zúrich (Suiza), Claudio Facchin, CEO de Hitachi Energy, afirma: “en Hitachi Energy promovemos la urgencia de la transición energética a través de la innovación y colaboración. Hay muchos caminos hacia un futuro neutro en carbono. Para afrontar este reto global, formamos equipos globales diversos que aportan pasión y compromiso duradero”. Y continúa: “en el 2050 la demanda de electrificación mundial casi que se duplicará¹ y la electricidad será la columna vertebral de todo el sistema energético. En Hitachi Energy somos pioneros en muchas de las tecnologías necesarias para avanzar hacia un futuro energético sostenible para todos, y estamos comprometidos con seguir superando los límites de la innovación. Cumplir la promesa de un futuro neutro en carbono exigirá pasión, confianza e innovación, y los beneficios serán enormes para las generaciones actuales y futuras. Con nuestro nuevo nombre, Hitachi Energy, ampliamos nuestro compromiso de crear un impacto real para nuestros clientes, socios, empleados y sociedad en general”.

El sistema energético neutro en carbono estará muy interconectado gracias a tecnologías como la corriente continua de alta tensión (HVDC)², de la que fuimos pioneros hace más de 60 años y que es clave para permitir la integración de recursos energéticos renovables a gran escala y la interconexión fiable entre países, regiones y continentes. Como líder del mercado de HVDC, Hitachi Energy contribuye en muchas de estas interconexiones, como por ejemplo el recientemente anunciado Arabia Saudita – Egipto Interconector HVDC (5 de octubre de 2021) – el primer interconector a gran escala entre Oriente Medio y el Norte de África, o el North Sea Link (1 de octubre de 2021) – con 720 kilómetros. NSL es el interconector submarino más largo del mundo que une Noruega y el Reino Unido, permitiendo el intercambio de energía renovable entre los países.

Para complementar las interconexiones y satisfacer la creciente necesidad de flexibilidad del sistema energético, Hitachi Energy también está apoyando a clientes con soluciones de grid edge, como microrredes y almacenamiento de energía. Un ejemplo reciente puede verse en Cordova, Alaska, donde la comunidad ha sido capaz de reducir su dependencia de los combustibles fósiles, a la vez que ha ganado en independencia energética.

Como parte de las celebraciones del “go live” de Hitachi Energy, Claudio Facchin acogerá hoy un interesante diálogo con Steven Chu, 12º Secretario de Energía de EE.UU., científico y coganador del Premio Nobel de Física (1997), y Lully Miura, académica japonesa de política internacional y miembro del Comité de Estrategia de Crecimiento de la Oficina del Gabinete de Japón. La sesión, titulada “Tecnologías e innovaciones energéticas que contribuyen a un futuro neutro en carbono”, se retransmitirá desde el Hitachi Social Innovation Forum 2021 de JAPÓN. La atención se centrará en cómo hacer realidad los ambiciosos objetivos de cero emisiones a los que se han comprometido muchos países, y en cómo Hitachi e Hitachi Energy están contribuyendo a establecer una sociedad más sostenible, flexible y segura.

Uno de los temas relacionados es la importancia de la digitalización, que es fundamental para superar la complejidad y los retos de capacidad que suponen los mayores volúmenes de energía renovable variable que se están integrando en el sistema energético mundial. Por ejemplo, mediante la combinación de soluciones y servicios digitales avanzados, Lumada Asset Performance Management proporciona información sobre la salud y el rendimiento de los activos para prevenir fallos críticos y así optimizar los costes del ciclo de vida de los mismos. Permite a los clientes aprovechar los datos en línea y fuera de línea para impulsar enfoques más inteligentes, basados en riesgos, para la gestión de activos.

Hitachi Energy está colaborando con clientes y socios para encontrar soluciones globales que resuelvan el reto mundial de un futuro inclusivo y equitativo sin emisiones de carbono. A principios de este año, la empresa lanzó EconiQ™, su portafolio ecoeficiente que ofrece un rendimiento medioambiental superior al de las soluciones convencionales. Su oferta de alta tensión EconiQ ha demostrado que reduce significativamente la huella de carbono a lo largo de todo el ciclo de vida. La empresa también ha lanzado recientemente un portafolio de productos de transformadores para instalaciones offshore, diseñado para superar el difícil entorno de alta mar y aprovechar e integrar eficazmente el viento en el sistema energético mundial, apoyando directamente la transición hacia un futuro energético sostenible.

Hitachi Energy ha situado la sostenibilidad en el centro de su propósito:

  • Impulsando un futuro energético sostenible para todos
  • Hacemos avanzar el sistema energético mundial para que sea más sostenible, flexible y seguro. Como líder pionero en tecnología, colaboramos con nuestros clientes y socios para hacer posible un futuro energético sostenible para las generaciones actuales y futuras.

A través de su plan estratégico Sustainability 2030, está abordando la urgencia de la transición energética mundial y ha establecido objetivos claros en: Planeta, Personas, Paz y Alianzas.  Hitachi Energy se ha fijado objetivos para conseguir la neutralidad en carbono en sus propias operaciones, y espera alcanzar el primer objetivo de lograr un 100% de electricidad sin combustibles fósiles en sus propias operaciones para 2022.

El nombre de Hitachi Energy refleja la rápida evolución del panorama energético y la oportunidad de crear valor económico, medioambiental y social. El nombre de la marca permite a la compañía posicionar eficazmente sus tecnologías y servicios pioneros entre sus clientes actuales y futuros, que se expanden más allá de la red eléctrica, lo que abre un abanico de oportunidades en ámbitos como la movilidad sostenible y ciudades inteligentes.

El negocio registró formalmente a Hitachi Energy Ltd. el 30 de junio de 2021 y actualmente está llevando a cabo el proceso formal para el cambio de nombres a nivel mundial, con la excepción de China, donde el negocio hará la transición en una fecha posterior. Hitachi Ltd. tiene una participación del 80,1% en la joint venture que comenzó sus operaciones el 1 de julio de 2020, y ABB Ltd. posee el resto.

Nuevo responsable de los mercados de fotovoltaica y automatización de Salicru

Sergio Layunta_Salicru

Salicru ha incorporado a Sergio Layunta como nuevo responsable de los mercados de fotovoltaica y automatización, dos mercados emergentes que son clave en la estrategia de expansión de la compañía.

Su misión será potenciar la presencia de las diferentes series de los inversores solares de conexión a red
EQUINOX y de los variadores de frecuencia CONTROLVIT de Salicru en estos mercados.

Además de la comercialización de estos equipos, Sergio desarrollará también tareas de asesoramiento a los clientes y distribuidores de la compañía durante las diferentes fases de la instalación y puesta en marcha de ambos equipos.


Sergio Layunta cuenta con una dilatada experiencia profesional en energías renovables y eficiencia energética, mercados donde ha desempeñado diferentes cargos de responsabilidad en empresas del sector.

AFBEL advierte del impacto negativo del Real Decreto Ley 7/2021 en los costes industriales de electricidad y en la competitividad

política energética

 

La asociación demanda como primera medida aclaratoria la exclusión de la aplicación del RDL 17/21 a todos los contratos bilaterales a precio fijo para proteger la seguridad jurídica

AFBEL, la Asociación Española de Fabricantes de Bienes de Equipo Eléctrico, llama a la acción ante el previsible impacto negativo en los costes industriales de electricidad de la aplicación del Real Decreto Ley 17/2021 pues supone de facto la creación de una nueva tasa a toda la energía eléctrica no emisora, proporcional a la subida del coste del gas.

La política energética juega un papel clave en la competitividad de la economía española. Fuentes de AFBEL aclaran que la nueva tasa representa una modificación, sin previo aviso, de las reglas del juego existentes, afectando tanto a los contratos ya firmados a precios inferiores a los del mercado actual como a la futura contratación de electricidad que estará sujeta la volatilidad de los precios. “Nuestras empresas necesitan un entorno regulatorio estable y conocido, sobre todo, en estos momentos de inicio de recuperación económica tras los efectos sufridos por la pandemia”, señala Guillermo Amann, presidente de la Asamblea General de AFBEL.

Al mismo tiempo AFBEL advierte que la consecuencia más grave para el sector de tecnología para la red eléctrica de transporte y distribución, por la inmediatez de su repercusión, es la inseguridad jurídica derivada de la adopción del RDL 17/2021. Ya se han producido anuncios de reducción o paralización de inversiones en el ámbito de la generación eléctrica y muy especialmente en el sector de la generación renovable, que afectarán de forma significativa a diferentes sectores industriales.

Por estas dos razones, AFBEL demanda como primera medida aclaratoria la exclusión de la aplicación del RDL 17/21 a todos los contratos bilaterales a precio fijo, para proteger la seguridad jurídica y la actividad de las empresas en general y del sector de bienes de equipo eléctrico en particular. Según Guillermo Amann “tal exclusión, se debería aplicar no solo a los contratos previos a la aplicación del Real Decreto sino a sus futuras renovaciones e incluso a los nuevos contratos a plazo”.

Dado que el sector que AFBEL representa depende en gran medida de las inversiones en generación eléctrica, la asociación también pide que se clarifique la afectación de la aplicación del RDL para evitar una fuga de inversiones en el sector de renovables, que supondría una catástrofe en competitividad y el empleo en el mercado de los bienes de equipo eléctrico, además de dificultar el cumplimento de los objetivos establecidos por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030.

Finalmente, AFBEL considera que sectores como el suyo son claves para la deseada Transición Energética como actor fundamental en el diseño y la fabricación de equipos y sistemas para la red eléctrica de transporte y distribución, y, por tanto, deberían ser consultados previamente a la adopción de medidas normativas que, como este Real Decreto Ley, pueden llegar a resultar tan lesivos para su actividad. “La política energética debe estar totalmente alineada con las necesidades industriales y poner su foco en la competitividad económica y en la protección medioambiental, sin menoscabo de ninguna de las dos” puntualiza Amann.

La patronal de bienes de equipo eléctrico también ha planteado necesidad de alcanzar un Pacto de Estado, alejado de apriorismos y con visión de futuro que dote de estabilidad a la política energética a largo plazo y lleve a cabo la reforma del actual sistema de fijación de precios en el mercado mayorista.

Diseño y desarrollo de sistemas de protección avanzados frente a sobretensiones para líneas aéreas: AVANPROTEC

Smart-Avanprotec

ZEUSPROTEC – The Smart Arresters

Iberapa, empresa especializada en soluciones de distribución secundaria de media tensión, ante la problemática continuada que aparece en ciertos mercados y países donde debido a la gran cantidad de miles de kilómetros de tendido aéreo y la gran cantidad de dispositivos de protección contra las sobretensiones instalados, hacen muy complejo y costoso su supervisión y mantenimiento, así como la detección de aquellas unidades que han llegado al final de su vida útil y hay que sustituir.

La utilización novedosa de Iberapa en tecnología de protecciones ZeusProtec, incorpora una señalización visual, de tipo AvanProtec, que se activará de forma permanente cuando el pararrayos haya llegado al fin de su vida útil. Dispone de un equipo electrónico que se acopla a la conexión de tierra del pararrayos, y que está constantemente midiendo la corriente de fuga. Además permite realizar un conteo de los rayos derivados a tierra, comprobando el nivel isoceráunico de la zona para calcular el número de descargas eléctricas por unidad de superficie (km2) y por año, de forma que se puede medir la probabilidad que tiene un punto del terreno de ser alcanzado por una descarga eléctrica.

Información de señalización del fin de la vida útil, Número de descargas a tierra y corrientes de fuga a tierra con tele gestión a través de redes IoT, que reducen los tiempos de supervisión al mínimo, centralizando su control en diferentes puntos de control y/o grupos, sin necesidad de alimentación auxiliar del pararrayos.

Iberapa implementará esta nueva tecnología para dar respuesta a aquellos clientes que necesitan una solución de reducción de costes y optimización de tiempos de supervisión y control del estado de las protecciones de red, y llevar a cabo el almacenamiento de registros dentro del sistema SCADA, en las redes aéreas de distribución en media tensión.

 

Avances y retos de la digitalización de las redes eléctricas de distribución en España para descarbonizar el sistema energético

Presentación informe La digitalización de las redes eléctricas de distribución en España

El informe ‘La digitalización de las redes eléctricas de distribución en España’, elaborado por el Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) de la Universidad Pontificia Comillas y publicado por Fundación Naturgy, sostiene que la digitalización de las redes de distribución facilitará la participación de los usuarios en la descarbonización y permitirá garantizar el suministro de forma más sencilla. Sin embargo, según la reciente publicación, los avances en la monitorización y control de las redes de distribución eléctrica en España siguen siendo insuficientes para operar una red con masiva incorporación de recursos energéticos distribuidos y para integrar a todos los participantes en el sistema.

En España, gracias al despliegue de contadores inteligentes, muchas distribuidoras ya utilizan técnicas de big data y algoritmos de machine learning en sus sistemas centrales para extraer información de la gran cantidad de datos que reciben diariamente. Según el estudio, prácticamente la totalidad de los consumidores domésticos suministrados por una distribuidora de más de 100.000 clientes ya disponen de un contador inteligente en España.

Despliegue de contadores inteligentes en Europa
España es uno de los países mejor posicionados en Europa en instalación de contadores inteligentes.

Sin embargo, este despliegue de contadores inteligentes no ha sido uniforme en la Unión Europea. España, junto a Italia y los países escandinavos, está a la cabeza con una implantación casi completa de contadores inteligentes, en Alemania todavía no se han instalado ya que el análisis coste-beneficio resultó negativo, e Italia, que fue pionera en Europa, ya está planificando el despliegue de la segunda generación de estos contadores.

Mejora de la conectividad

A pesar de que España es uno de los más países avanzados en la instalación de contadores inteligentes, los autores del documento afirman que las redes eléctricas de distribución siguen estando poco automatizadas en comparación con la infraestructura asociada a otras industrias. “Aunque el despliegue de los contadores inteligentes en España ha constituido un gran impulso hacia la digitalización, todavía ha de mejorarse su conectividad para que se puedan utilizar en la operación en tiempo real o a corto plazo de la red. Sin olvidar que para esta operación en tiempo cuasi real también es necesario una alta capacidad de las comunicaciones”, señalan los autores del informe.

Gráfico zonas urbanas y rurales
Número de puntos de suministro en las zonas urbanas y rurales. Tiempo de
Interrupción Equivalente a la Potencia Instalada (TIEPI) en las zonas urbanas
y rurales. Datos de 2018 para España.

Una de las principales dificultades a las que se enfrenta la distribución eléctrica es su extensión en comparación con otras infraestructuras eléctricas, como la red de transporte. En 2017, esta diferencia era cerca de 743.000 km de línea eléctrica.

La red de distribución eléctrica suministra tanto a zonas urbanas como rurales, con casi 24,8 y 4,5 millones de puntos de suministro en España, respectivamente. El informe destaca las diferencias entre las zonas rurales y urbanas. En las primeras, la conectividad, que puede proveer una infraestructura externa de comunicaciones, puede ser escasa y la poca densidad de población puede causar una baja rentabilidad de las inversiones digitales en estas áreas. En las zonas urbanas, a pesar de que típicamente disponen de una mejor conectividad, la red de distribución suele estar soterrada (por motivos ambientales, estéticos, y urbanísticos, principalmente), por lo que resulta difícil disponer de una cobertura inalámbrica. En España, en promedio, el 36,5% de las líneas eléctricas en distribución son subterráneas frente al 4,4% que supone en la red de transporte.

Los desafíos para la digitalización de las redes de distribución

Además de la extensión, el informe analiza otros desafíos para la digitalización de las redes de distribución. El estudio sostiene que los beneficios de la digitalización para acelerar la transición energética son importantes, pero también son muchos los retos que representa este proceso, como la regulación, la madurez de la tecnología y la ciberseguridad, entre otros factores.

La mejora de las competencias digitales y una mayor cultura digital en las empresas de distribución son otros retos de la digitalización, no solo para su gestión, sino también en el ámbito de la ciberseguridad, por la criticidad de la infraestructura y su dispersión geográfica.

Las necesidades de formación podrán evolucionar con el desarrollo tecnológico y grado de implantación de las nuevas soluciones. Por ejemplo, es necesaria la formación en ciberseguridad, sistemas de comunicaciones y plataformas digitales, que están ya en una fase de desarrollo madura y de aplicación masiva. Por su parte, el IoT y el mantenimiento avanzado de los equipos están ya maduros, pero aún no son de aplicación masiva, por lo que será necesaria formación en estas áreas a medio plazo. Además, tecnologías como el blockchain y la inteligencia artificial tienen potencial, pero son todavía incipientes, siendo preciso enfocar los recursos a la investigación en estas áreas.

Asimismo, la ciberseguridad adquiere una relevancia especial. Sin embargo, aún queda camino por recorrer para establecer los mecanismos que permitan a las empresas de distribución y a los reguladores evaluar adecuadamente los riesgos asociados a la ciberseguridad, así como los costes y beneficios asociados de acometer acciones de mejora en este aspecto. Según el informe, solo si la alta ciberseguridad de la tecnología queda demostrada, la empresa distribuidora estudiará su implantación a gran escala.

Los costes de la digitalización

La evaluación de los costes de la digitalización tampoco está exenta de dificultades. En muchas ocasiones las empresas de distribución han de valorar el despliegue de tecnologías o soluciones que aún están en desarrollo, a lo que se añade la posibilidad de obsolescencia temprana una vez realizada la inversión.

La digitalización trae consigo importantes beneficios para las empresas de distribución, en forma de reducción de costes operativos, pero también para los consumidores finales y la sociedad en su conjunto. No obstante, no deben infravalorarse los costes asociados a la digitalización, tanto en términos de inversiones (sensores, actuadores, etc.) como de costes operativos (software, ciberseguridad, etc). En este sentido, la digitalización de las redes de distribución ha de producirse de manera progresiva y guiada por una evaluación cuidadosa de los costes y beneficios asociados.

El informe afirma que la transformación digital de la distribución eléctrica no puede llevarse a cabo de un día para otro de manera completamente disruptiva; requiere que las tecnologías digitales que se implementen sean compatibles con los dispositivos y sistemas ya instalados o, al menos, que sean capaces de coexistir y de funcionar en paralelo. Según los autores, “esta implementación paulatina también se debe, en gran parte, a que se trata de un sector regulado, y por ello la digitalización plantea una serie de necesidades regulatorias que deben abordarse”.

Necesidades regulatorias

El Paquete de Energía Limpia de la UE de 2019 incluía aspectos relevantes para la digitalización de las redes eléctricas, pero España aún tiene pendiente varios desarrollos y cambios legislativos para fomentar unas redes de distribución digitalizadas y unos usuarios activos.

El informe indica que la regulación debe fomentar el despliegue de medidores inteligentes y los sistemas de gestión y control que permitan señales de precio dinámicas, eliminar barreras para el desarrollo de consumidores activos y comunidades energéticas locales, y asegurar el intercambio de información y la interoperabilidad de los sistemas.

La digitalización se sostiene sobre tres pilares relacionados entre sí: sensores y actuadores, conectividad y tratamiento de datos. La digitalización de la distribución eléctrica está fuertemente relacionada con el concepto de red eléctrica inteligente. El informe añade que no existe un punto final del proceso de transformación digital, ya que las tecnologías están en constante evolución y siempre habrá margen para la actualización y optimización.


FUENTE: SMART GRIDS INFO

El Gobierno presentará un Real Decreto para impulsar la digitalización del sistema energético

digitalización redes eléctricas

El subdirector general de Energía Eléctrica del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Carlos Redondo, ha anunciado este martes que el Gobierno presentará en las próximas semanas un Real Decreto para asignar fondos europeos para impulsar las inversiones en la digitalización del sistema energético

El anuncio se ha producido en la presentación del informe ‘La digitalización de las redes eléctricas de distribución en España’, elaborado por el Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) de la Universidad Pontificia Comillas y presentado hoy por la Fundación Naturgy.

Redondo ha señalado que «la digitalización no es un fin en sí mismo», sino que persigue la «transformación del sistema eléctrico» y que debería ampliar la capacidad de conexión a las redes y cambiar el rol del consumidor en el sistema eléctrico.

En ese sentido, una de las tesis que defiende el estudio es quela digitalización de las redes eléctricas en España es «insuficiente» para contribuir a la descarbonización del sistema energético.

El documento señala que España es uno de los «mejor posicionados en Europa» en cuanto a la instalación de contadores inteligentes, pero matiza que la digitalización de las redes es «insuficiente para integrar los nuevos recursos y a todos los participantes en el sistema».

También incide en la necesidad de que todos los agentes del sistema, desde empresas distribuidoras y consumidores, hasta agregadores de demanda y la generación distribuida, se impliquen en este proceso de transformación para contribuir a la descarbonización.

«Prácticamente la totalidad de los consumidores domésticos suministrados por una distribuidora de más de 100.000 clientes ya disponen de un contador inteligente en España», mientras que en Alemania todavía no se han instalado y en Italia, que fue pionera en Europa, ya está planificado el despliegue de la segunda generación, ha explicado Tomás Gómez, profesor del IIT y uno de los autores del estudio.

A pesar de que España está, junto a Italia y a los países escandinavos, a la cabeza del continente en cuanto a la instalación de contadores inteligentes, «todavía ha de mejorarse su conectividad para que se puedan utilizar en la operación en tiempo real o a corto plazo de la red», ha añadido Gómez.

RETOS DEL PROCESO

El estudio también destaca las diferencias entre las zonas rurales y urbanas y señala que mientras en las primeras la conectividad puede ser escasa, en las urbanas «la red de distribución suele estar soterrada», lo cual dificulta la cobertura inalámbrica.

Otra de las tesis que sostiene el informe es que «la digitalización de las redes de distribución no es sencilla» debido a su extensión, la regulación, la madurez de la tecnología y la ciberseguridad, entre otros factores.

«La digitalización requiere trabajadores con nuevos conocimientos y habilidades. Es necesaria formación especializada en todos los niveles educativos y formación continua para adaptarse a los cambios tecnológicos», ha agregado Gómez.

En cuanto a la ciberseguridad, el experto ha incidido en que «aún queda camino por recorrer» para establecer los mecanismos que permitan a las distribuidoras y a los reguladores evaluar de forma adecuada los riesgos asociados, así como los costes y beneficios relacionados con las mejoras en este aspecto.

Otro de los retos tiene que ver con la dificultad de la evaluación de los costes, dado que en muchas ocasiones las empresas de distribución han de valorar el despliegue de tecnologías o soluciones que aún están en desarrollo y que pueden tener una obsolescencia temprana una vez realizada la inversión.

Por otro lado, el profesor del ITT ha recordado que España aún tiene pendientes varios desarrollos y cambios legislativos ligados al Paquete de Energía Limpia de la Unión Europea de 2019 y vinculados a la fijación de unas reglas de juego que realmente «fomenten unas redes de distribución digitalizadas y unos usuarios activos».

En la presentación del informe también han participado el presidente de la Asociación Española de Fabricantes de Bienes de Equipo Eléctricos (AFBEL), Guillermo Amann, y el director de Redes de Electricidad en España de UFD Distribución de Electricidad (Grupo Naturgy), Raúl Suárez.


FUENTE: DIARIO SIGLO XXI

La industria europea de los transformadores eléctricos confirma su situación de incertidumbre ante la subida de los precios de las materias primas

transformadores

Este sector, que mueve en la actualidad cerca de 3.700 millones de euros en la UE, es la piedra angular de la transición energética hacia una red más eficiente y digital

La industria europea de transformadores eléctricos, parte central del sistema energético, se enfrenta a una situación de incertidumbre sin precedentes ante la fuerte subida de los precios de las materias primas, su escasez y volatilidad, así como los problemas de transporte en un momento en el que, además, está afrontando una mayor digitalización de la red eléctrica, tal y como adelantó AFBEL, la Asociación Española de Fabricantes de Bienes de Equipo Eléctricos de Alta y Media Tensión.

Actualmente, el mercado de los transformadores eléctricos mueve un volumen cercano a los 3.700 millones de euros. Su producción en Europa se valora en aproximadamente 4.700 millones de euros lo que le convierte en un sector netamente exportador.

La sociedad y la economía exigen un suministro de energía eléctrica de calidad y sin disrupciones que debe verse comprometido. Adicionalmente, el avance del cambio climático ejerce aún más presión sobre la resiliencia de la red. De hecho, la UE designó la generación, transporte y distribución de electricidad como infraestructuras críticas desde el inicio de la pandemia.

Garantizar el ecosistema de tecnología de energía limpia en Europa que pueda respaldar la transición energética hacia una Europa climáticamente neutra para 2050, debe ser prioritario ante las inversiones a gran escala que están acometiendo las redes eléctricas de Europa y también en España, confirma Mar Duque, Directora General de AFBEL.

La volatilidad de los precios de las materias primas, su escasez y los problemas en el transporte están poniendo en jaque a la industria de los transformadores, que es crítica para la economía y la sociedad

Son tres los factores que están generando una tensión masiva en la cadena de suministro de la industria europea de transformadores: la impredecible evolución de los precios de las materias primas con aumentos de entre el 25 y 50% de los principales materiales como acero, aluminio, cobre y chapa magnética; la escasez de materias primas por la dinámica del mercado chino y las sucesivas olas pandémicas en Europa, especialmente de aluminio y cobre; y la crisis del transporte internacional con congestiones portuarias, baja disponibilidad de capacidad y también mayores tiempos de transporte terrestre debido a las medidas sanitarias en Europa.

Esta repentina evolución de los precios de las materias primas básicas no se refleja en ningún índice o contrato de material de referencia, lo que pone en riesgo a los fabricantes y, por lo tanto, pone en peligro la estabilidad general del ecosistema de la red eléctrica.  “Los esfuerzos de los fabricantes europeos para asegurar la cadena de suministro y mantener su nivel de servicios están, en consecuencia, impactando masivamente en los costes y la competitividad tanto en los mercados locales y como de exportación”, subraya Mar Duque.

Por otra parte, la industria europea de los transformadores está experimentando un proceso de cambio ante la adaptación del nuevo reglamento de ecodiseño que entró en vigor el pasado 1 de julio de 2021. Esta transición se ha derivado en un nivel de mayor demanda y actividad por parte de los fabricantes en los últimos meses para poder estar preparados para los nuevos requerimientos.

Según advierte T&D Europe, la voz de los proveedores de tecnología de red de Europa, este duro periodo de volatibilidad e incertidumbre está debilitando la industria de los transformadores y requiere una estrecha colaboración entre todos los actores del sector energético para preparar el futuro de la energía europea.

La ‘crisis de los microchips’, la falta de palés… Así afecta a los suministros la subida en las materias primas

Crisis-microchips

La escasez y aumento en el precio de varias materias primas causados por la recuperación de las economías tras el parón mundial por la Covid afecta desde principios de año a gran parte de la industria española. Una situación que ha devenido en el cierre de plantas y retrasos en obras por la falta de elementos tan aparentemente poco fundamentales como microchips y palés de madera.

Una de las industrias en donde se ha hecho más patente esta crisis de las materias primas ha sido en la industria automovilística. Seat pactó con los sindicatos a principios de año un expediente de regulación temporal de empleo (ERTE) que afecta a más de 500 trabajadores y que se extiende hasta este mes de junio.

Volkswagen tiene previsto parar también durante junio un total de cuatro días su planta en Navarra, y Ford detendrá su producción en varias secciones de su planta de Almussafes durante diversos días hasta finales de mes.

Cristian Castillo, profesor de estudios económicos y empresariales y experto en Logística y Producción de la Universitat Oberta de Catalunya, señala que una de las claves del problema está en la deslocalización de la producción, que se ha llevado a Asia (y especialmente a China) la producción de muchos componentes y materias primas en las últimas décadas.

En 1990, destaca el experto de la UOC, Europa fabricaba el 44% de esos elementos a nivel mundial. Hoy en día solo produce el 9%. Ahora que estos problemas han quedado en evidencia, hay un proyecto de la UE para invertir 145.000 millones de euros en la investigación y desarrollo de toda una cadena logística para las primeras fábricas de semiconductores a nivel europeo.

«Evidentemente es una declaración positiva pero tiene que traducirse en hechos lo antes posible, porque poner a funcionar una fábrica de semiconductores no se hace de un día para otro: estamos hablando de unos 20.000 millones de euros de inversión como mínimo y unos tres o cuatro años de desarrollo», comenta.

Crisis de los microchips

Fuentes de la Asociación Nacional de Fabricantes de Automóviles y Camiones (ANFAC) señalan a 20minutos que en el primer cuatrimestre de 2021 las fábricas españolas de automoción han acumulado una caída del 13,4% en comparación con el mismo periodo de 2019.

«La extensión de la crisis de los microchips, junto con la lenta recuperación de la demanda procedente de los mercados europeos, al igual que del mercado español, están condicionando el ritmo de producción que nos mantienen todavía lejos de las cifras normales que deberían estar registrando nuestras fábricas», comentan las fuentes.

Con la reactivación de la producción tras la paralización por la pandemia, la demanda se ha incrementado «exponencialmente para compensar las caídas», y al no haber suficiente producción y exportación, se han producido estos «cuellos de botella entre el ritmo de abastecimiento y el nivel de demanda».

ANFAC la considera una situación coyuntural, aunque «se está alargando más tiempo del inicialmente previsto». De momento, la industria está ajustando los turnos y ritmos en las líneas de producción.

«Al menos hasta el segundo semestre no se prevé que se recupere la producción normalizada de microchips pero, posteriormente, se tendrá que ajustar a la demanda procedente de las diferentes industrias», explican desde la asociación.

Faltan hasta palés

Otro producto con problemas de suministro es menos tecnológico: la madera. Castillo señala que la que se usa en la construcción en Europa tiene origen tropical, y se importa predominantemente de África.

«Durante la última década China ha hecho muchas inversiones en esta industria en el continente africano y a día de hoy es quien controla esas exportaciones», comenta.

El incremento del consumo de la propia China para su sector de la construcción ha hecho que acapare gran parte de esa producción, con lo que está provocando «entre tres y cuatro meses de retrasos» en pedidos para el continente europeo».

Sebastián Molinero, secretario general de Asociación Nacional de Distribuidores de Cerámica y Material de Construcción (Andimac), confirma incrementos de costes en la madera, así como de metales, plásticos y derivados del petróleo, motivados por desajustes entre demanda y oferta a corto plazo. Todo ello deviene en problemas para obtener los productos, continuos cambios en los precios y retrasos en las entregas de obras.

«Un retraso en obra implica nuevos costes, porque el tiempo se tiene que pagar», explica. «Al final es una cadena que afecta a todo».

Molinero pone un ejemplo: hay escasez de palés. «La falta de madera de mínima calidad y su encarecimiento hace que incluso haya problemas para conseguir palés, con todo lo que implica en los procesos logísticos, porque las cargas en productos de construcción son muy pesadas y requieren de palés, y hasta eso es un problema».

Andimac, un punto de encuentro entre la industria de la construcción y la demanda profesional y particular, representa a 9.000 empresas con un volumen de facturación de unos 25.000 millones de euros. La asociación espera que esta crisis sea solo una fase de ajuste en la producción por la salida de la pandemia, y señala que varios informes económicos dicen que esta fase aguda en los precios no será «sostenida en el tiempo».

«Del mismo modo que hemos pasado de un año en el que se produjo un crack de las materias primas, recordemos que el petróleo llegó a cotizar a tipos negativos, ahora estamos en la fase contraria, primero Asia y ahora EE UU a un boom de demanda y todos los sistemas y cadenas de producción se tienen que acomodar», explica Molinero. «Las cadenas, que estaban en mínimos de producción, ahora tienen que volver a producir al mismo ritmo».

La semana pasada la Confederación Nacional de la Construcción demando que el Gobierno desbloquee la revisión de precios en los contratos de obra pública, porque los actuales ya no se corresponden con los costes estimados cuando se licitaron las obras.

La confederación calificó de rally lo que ha pasado en casos como el acero, cuyo precio se ha disparado casi un 50% en lo que va de año. Muchas empresas, advirtió, podrían optar por abandonar los proyectos para no tener que asumir los sobrecostes.

Subidas «abruptas» en los metales

La subida en los metales afecta también a otros sectores, como los de las empresas que se dedican al suministro de equipos, componentes y soluciones para las redes eléctricas. La Asociación Española de Fabricantes de Bienes de Equipo Eléctricos de Alta y Media Tensión (AFBEL) cuantifica los aumentos desde que comenzó la crisis del coronavirus: la chapa no magnética ha subido hasta un 70%, la chapa magnética un 50%, el acero inoxidable 30%, el cobre 55% y el aluminio un 35%.

Mar Duque, directora general de la asociación, explica que productos como los transformadores y las torres eléctricas tienen un «uso intensivo de materias primas», por lo que «esta situación inflacionista» obliga a trasladar a nuestros mercados grandes subidas de precios difícilmente asimilables.

Ello hace que las pymes que forman parte de la asociación corran el peligro de cierre. AFBEL aglutina a fabricantes de equipos eléctricos que se emplean en las redes eléctricas desde que se genera hasta que llega hasta el cliente final. Facturan alrededor de 4.000 millones de euros y 30.000 empleos directos e indirectos. 

Duque indica que los aumentos se están produciendo «de una manera muy abrupta y volátil». «Siempre ha habido subidas y bajadas, pero siempre habían sido sostenidas en el tiempo. Ahora son escalones muy grandes. la situación es muy complicada», señala.

Por ejemplo, el actual sobrecoste de las materias primas afecta a los transformadores eléctricos en más de un 25% de sus costes de producción.


FUENTE: 20 MINUTOS