Actualidad | Tuesday 6 July, 2021

Junio reitera el aumento histórico y mantenido de los precios de la energía


MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

El precio de la energía durante el mes de junio cierra con una media de 83,30 €/MWh, aumentando respecto al mes anterior en un 25,40%. Comparando este precio con el precio de junio de 2020 se observa, igualmente, un aumento del 172,07%.

Si tenemos en cuenta los extremos:

  • El máximo diario se ha registrado el miércoles 16 con un precio de 94,63 €/MWh, marcado por una baja aportación de la energía eólica (13,09% del total), compensada por la tecnología de ciclo combinado (23,02% del total).
  • El mínimo diario se cruzó el domingo 20 a 52,63 €/MWh, influenciado por una aportación de energía eólica que supuso casi el 44,23% de la generación durante ese día, una aportación de la nuclear de más del 21% y una baja aportación del ciclo combinado (6,25%), volviendo a caer en un día festivo con su baja demanda característica.

La cotización de los derechos de emisión durante el mes de junio sigue experimentando una tendencia alcista. Los precios han aumentado de forma general durante el mes respecto a los de finales de mayo, tocando techo histórico, nuevamente, en 56,68 €/ tnCO2 el 30 de junio. El mes cierra con clara tendencia al alza para inicios de julio, esperándose alcanzar precios todavía mayores.

El mercado spot del Brent ha experimentado una subida gradual durante el mes de junio con un pico máximo de 76,18 $/bb, y cerrando el mes en 75,13 $/bb, un 8,38% superior al valor observado en mayo.

El mes de junio ha tenido una tendencia bajista en la evolución de la paridad €/$, cerrando el mes a 1,1855. Las cotizaciones de carbón vuelven a subir abruptamente, rondando los 120 $/t. Las cotizaciones del gas natural mantuvieron, al igual que sucede con MIBGAS y el TTF, una tendencia alcista, con un pico máximo de 33,717 €/MWh el 30 de junio para TTF y un máximo de 33,33 €/MWh en MIBGAS.

En lo que respecta a las reservas hidrológicas, junio ha finalizado con una energía hidroeléctrica calculada, máxima teórica disponible, de 13.224 GWh, que representa el 57,40 % de la capacidad total, el 86,10 % de la disponible hace un año. Su aportación a la generación de energía eléctrica aumenta un 2,04 % su participación con respecto al mes anterior. La producción hidráulica ha sido de 2.151 GWh que representa un descenso del 0,80 % respecto a junio del año anterior, descendiendo a la sexta posición en el mix energético.

La tecnología eólica desciende a la segunda posición en el mix de generación en junio con 3.548 GWh. Esta tecnología ha supuesto un 17,98 %, descendiendo un 23,99 % respecto a mayo.

Por su parte la tecnología nuclear asciende a la primera posición en la aportación de la generación. La producción nuclear ha representado un 18,81 % de la generación total, lo que se traduce en 3.711 GWh.

El ciclo combinado asciende a la tercera posición en el mix energético. Su aportación ha sido de un 16,32 % que representa 3.219 GWh. La cogeneración mantiene la quinta posición con una aportación del 11,26%, con 2.222 GWh. La cuarta posición en el mix energético la toma la tecnología fotovoltaica, con una aportación del 11,45%, con 2.259 GWh.

Por otra parte, la generación a partir de carbón ha aumentado su aportación al mix energético con un total de 434 GWh, un 28,26% mayor que en el mes anterior.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de junio ha aumentado respecto al mes anterior dando un total de 1.072 GWh. En la parte importadora se encuentran Francia con 1371 GWh y Marruecos con 18 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 312 GWh y Andorra con 5 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final ha disminuido. Estos componentes suponen el 3,94 % del precio final del mercado Spot.

Junio presenta una tendencia alcista, aumentando el precio final de la electricidad y manteniendo la subida gradual de las materias primas, especialmente de las emisiones de carbono, repercutiendo directamente en el precio del Gas Natural y, por lo tanto, en el precio de la electricidad debido a su uso en la generación en las centrales de ciclo combinado. Este mes la aportación renovable ha disminuido, siendo compensada por la tecnología de ciclo combinado y el carbón. Ambas tecnologías están directamente ligadas al mercado de emisiones de carbono que, actualmente, aumentan de forma notable el precio de la electricidad.

Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

Evolución cotización de Emisiones de Carbono Año Móvil.

Generación por tecnologías

Variación de generación por tecnología

Resto de componentes del Precio Horario Final

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Subida generalizada en el mercado a plazos de electricidad

Los productos de futuros han tomado una tendencia alcista en general para la electricidad, del mismo modo que suben para algunas materias primas. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 85,77 €/MWh y los 70,15 €/MWh, mientras que en mayo oscilaron entre los 74,97 €/MWh y los 65,24 €/MWh.

Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión han experimentado una subida acabando el mes de junio a 56,68 €/tnCO2. Para 2021 se espera que las cotizaciones experimenten una subida generalizada.

Los futuros del Brent han aumentado este mes, cerrando por encima de los 75,00 $/bbl. La tendencia actual mantiene precios entorno a los 75 $/bbl durante 2021. Los futuros para el cambio euro-dólar bajan cerrando junio de 2021 en 1,1855 €/$, los contratos para los próximos meses indican cierta estabilidad en torno a este valor.

La cotización del carbón continua con su tendencia alcista durante 2021.

Durante junio, el producto que ha aumentado en mayor medida ha sido el FTB Q4-21, con una subida del 13,49 %, marcando un valor de 85,17 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de junio (FTB M jun-21) cerró su cotización media a 76,10 €/MWh durante el mes de mayo, siendo 7,20 €/MWh inferior al precio medio del mercado diario.

Corto Plazo:

La cotización media del producto del mes de julio de 2021 (FTB M jul-21) ha sido de 85,97 €/MWh, un 9,30 % mayor a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de agosto (FTB M ago-21) aumenta su valor, situándose en  un valor promedio de 83,86 €/MWh, un 12,76 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de mayo.

El producto futuro del mes de septiembre de 2021 (FTB M sep-21) ha aumentado de valor, situándose en 84,42 €/MWh, un 9,78 % superior a la cotización promedio durante el mes anterior.

Medio Plazo:

El tercer trimestre de 2021 (FTB Q3-21) cierra junio con un valor medio de 84,03 €/MWh aumentando su valor respecto a la cotización media durante el mes de mayo en un 9,65 %.

El cuarto trimestre de 2021 (FTB Q4-21) cierra este mes con un valor medio de 85,17 €/MWh aumentando su valor respecto al mes anterior en un 13,49 %.

El primer trimestre de 2022 (FTB Q1-22) cierra junio con un valor medio de 74,40 €/MWh aumentando su valor respecto al mes anterior en un 11,88 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo suben de forma general. El producto anual de 2024 (FTB YR-24) se sitúa en 45,90 €/MWh durante junio aumentando su cotización en un 2,86 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2023 (FTB YR-23) registra una subida del 1,60 % respecto a su cotización en mayo situándose en 54,05 €/MWh y el producto anual de 2022 (FTB YR-22), cierra el mes de junio con una cotización de 66,84 €/MWh, un 5,95 % superior al mes anterior.

En este mes de junio hemos observado un comportamiento alcista de las cotizaciones de los productos futuros de la electricidad, presentando subidas generalizadas en el corto, medio y largo plazo.

El precio del gas natural se mantiene en niveles muy elevados, antes asociados a fenómenos anómalos, como fue el caso de Filomena en enero. Las emisiones de carbono vuelven a tocar techo histórico por sexto mes consecutivo, con expectativas de que vuelvan a batir récords en julio.

Junio ha estado marcado por unos precios diarios muy elevados de la electricidad, asegurando al 2021 el puesto de año más caro de la historia. La cotización anual no ha dejado de subir cerrando junio por encima de los 80 €/MWh y sin expectativas de bajar durante julio. El mercado de emisiones de carbono europeo, altamente especulativo y al cual pueden entrar entidades ajenas a Europa, contribuye directamente y en gran medida al aumento histórico y mantenido de los precios de la energía.

Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

Cotizaciones producto anual carga base OMIP

Fuentes: OMIE, OMIP, EIA, EEX, PEGAS, CME Group, MIBGAS, REE, Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Weather Underground y AEMET.

Actualidad | Monday 14 June, 2021

Ventajas del uso de un software de gestión energética ante el encarecimiento de la electricidad

Tal como explicamos en nuestros webinars; “Análisis del impacto de la nueva estructura tarifaria de la circular 3/2020 de la CNMC” y “Análisis de las nuevas tarifas eléctricas y su impacto en el autoconsumo fotovoltaico corporativo” el cambio regulatorio que conlleva la entrada en vigor de las tarifas eléctricas del 1 de junio tiene varias implicaciones:

1. El término de energía será más caro que antes para todas las tarifas, siempre y cuando no modifiquemos nuestro patrón de consumo. Estas modificaciones del patrón de consumo incluyen esencialmente implantación de medidas de ahorro energético, implantación de fotovoltaica de autoconsumo y empleo de vehículos eléctricos.

2. El término de potencia será más barato que antes para todas las tarifas, pero aparece algún cambio importante en la facturación que habrá que optimizar para conseguir mayor ahorro:
– al aumentar el número de periodos para tarifas domésticas e intermedias permite ajustar más la potencia a las necesidades reales de cada periodo
– al eliminar la regla de penalización del 85-105 el coste de las penalizaciones aumentará salvo que la potencia esté muy bien ajustada a la demanda real
– Nace una nueva penalización por generación de reactiva capacitiva, para cual será necesario tenerla bien monitorizada.

Estos cambios aumentan la necesidad de una empresa de tener bien optimizado su contrato eléctrico (potencias contratadas, precio, compensación de reactiva), sino también sus consumos: cuánto y en qué horas se consume. Se hace imprescindible el uso de una plataforma informática que permita al menos:

– Mostrar de modo sencillo y fiable la evolución de los indicadores esenciales
– Monitorizar los consumos
– Simular cuál sería el ahorro en caso de acometer labores de optimización de contrato
– Mostrar cuáles serían los ahorros en caso de implantar medidas de ahorro energético

Para lograr este control, es habitual que los grandes consumidores contraten los servicios de una consultora especializada que, apoyándose en la herramienta informática, se encargue de:

– Revisar que las condiciones económicas acordadas en los contratos con los nuevos cambios regulatorios se facturan de manera correcta
– Negociar precios
– Recopilar datos de consumos
– Realizar optimizaciones (de potencia y reactiva) en base a criterios técnicos y considerando las limitaciones propias de las instalaciones

En el webinar del 17 de junio “Seguimiento y optimización de suministros energéticos con visualización en plataforma web” se mostrará cómo llevar a cabo estas tareas de optimización y cómo una plataforma informática facilita la ejecución y el control de estas tareas.

Solicita tu plaza aquí:

 

 

Actualidad | Thursday 10 June, 2021

Continúa la tendencia alcista en el precio de la electricidad en mayo


MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

El precio de la energía durante el mes de mayo cierra con una media de 67,12 €/MWh, aumentando respecto al mes anterior en un 3,24%. Comparando este precio con el precio de mayo de 2020 se observa, igualmente, un aumento del 215,79%.

Si tenemos en cuenta los extremos:

  • El máximo diario se ha registrado el viernes 28 con un precio de 88,95 €/MWh, marcado por una muy baja aportación de la energía eólica (7,48% del total), compensada por la tecnología de ciclo combinado (21,66% del total).
  • El mínimo diario se cruzó el domingo 9 a 10,53 €/MWh. influenciado por una aportación de energía eólica que supuso casi el 46,51% de la generación durante ese día, una aportación de la nuclear de más del 31% y una baja aportación del ciclo combinado (menos del 5%), volviendo a caer en un día festivo con su baja demanda característica.

La cotización de los derechos de emisión durante el mes de mayo sigue experimentando una tendencia alcista. Los precios han aumentado de forma general durante el mes respecto a los de finales de abril, tocando techo histórico, nuevamente, en 56,65 €/ tnCO2 el 14 de mayo. La segunda quincena ha descendido ligeramente, estabilizándose alrededor de los 51 €/ tnCO2.

 

El mercado spot del Brent ha experimentado una ligera subida durante el mes de mayo con un pico máximo de 69,32 $/bb, coincidiendo con el valor de cierre, un 3,08% superior al valor observado en abril.

 

El mes de mayo ha tenido una tendencia al alza en la evolución de la paridad €/$, cerrando el mes a 1,2225. Las cotizaciones de carbón suben abruptamente, rondando los 70 $/t. Las cotizaciones del gas natural mantuvieron, al igual que sucede con MIBGAS y el TTF, una tendencia alcista, con un pico máximo de 27,267 €/MWh el 4 de mayo para TTF y un máximo de 27,04 €/MWh en MIBGAS.

 

En lo que respecta a las reservas hidrológicas, mayo ha finalizado con una energía hidroeléctrica calculada, máxima teórica disponible, de 13.917 GWh, que representa el 60,40 % de la capacidad total, el 86,70 % de la disponible hace un año. Su aportación a la generación de energía eléctrica disminuye un 21,16 % su participación con respecto al mes anterior. La producción hidráulica ha sido de 2.108 GWh que representa un descenso del 25,17 % respecto a mayo del año anterior, descendiendo a la quinta posición en el mix energético.

La tecnología eólica asciende a la primera posición en el mix de generación en mayo con 4.668 GWh. Esta tecnología ha supuesto un 24,19 %, aumentando un 11,48 % respecto a abril.

Por su parte la tecnología nuclear desciende a la segunda posición en la aportación de la generación. La producción nuclear ha representado un 22,73 % de la generación total, lo que se traduce en 4.386 GWh

El ciclo combinado desciende a la sexta posición en el mix energético. Su aportación ha sido de un 10,42 % que representa 2.011 GWh. La cogeneración sube a quinta posición con una aportación del 11,59%, con 2.236 GWh. La tercera posición en el mix energético la toma la tecnología fotovoltaica, con una aportación del 11,93%, con 2.303 GWh.

 

Por otra parte, la generación a partir de carbón ha aumentado su aportación al mix energético con un total de 338 GWh, un 22,75% mayor que en el mes anterior.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de mayo ha aumentado respecto al mes anterior dando un total de 296 GWh. En la parte importadora se encuentran Francia con 1053 GWh y Marruecos con 61 GWh. En la parte exportadora se encuentra Portugal con 818 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final ha disminuido. Estos componentes suponen el 8,75 % del precio final del mercado Spot.

 

Mayo presenta una tendencia alcista, aumentando el precio final de la electricidad y manteniendo la subida gradual de algunas materias primas, especialmente de las emisiones de carbono, repercutiendo directamente en el precio del Gas Natural. Pese al aumento de la aportación de las energías renovables respecto al mes anterior, parece que las elevadas cotizaciones de materias primas y los costes de oportunidad de algunas tecnologías de generación contribuyen a seguir tensando un mercado eléctrico lleno de incertidumbres.

Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

Evolución cotización de Emisiones de Carbono Año Móvil.

Generación por tecnologías

Variación de generación por tecnología

Resto de componentes del Precio Horario Final

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Subida generalizada en el mercado a plazos de electricidad

Los productos de futuros han tomado una tendencia alcista en general para la electricidad, del mismo modo que suben para algunas materias primas. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 74,97 €/MWh y los 65,24 €/MWh, mientras que en abril oscilaron entre los 65,05 €/MWh y los 57,95 €/MWh.

Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión han experimentado una subida acabando el mes de mayo a casi 51,61 €/tnCO2. Para 2021 las cotizaciones experimentan una subida situándose alrededor de los 52,00 €/tnCO2

Los futuros del Brent han aumentado este mes, cerrando por encima de los 69,00 $/bbl. Esta tendencia parece que no continuará en el corto plazo, estabilizándose sobre los 69-70 $/bbl durante 2021. Los futuros para el cambio euro-dólar suben cerrando mayo de 2021 en 1,2225 €/$, los contratos para los próximos meses indican un periodo estable.

 

La cotización del carbón continua con su tendencia alcista durante 2021.

Durante mayo, el producto que ha aumentado en mayor medida ha sido el FTB M jul-21, con una subida del 21,75 %, marcando un valor de 78,66 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de mayo (FTB M may-21) cerró su cotización media a 57,18 €/MWh durante el mes de abril, siendo 9,94 €/MWh inferior al precio medio del mercado diario.

 

Corto Plazo:

La cotización media del producto del mes de junio de 2021 (FTB M jun-21) ha sido de 76,10 €/MWh, un 18,66 % mayor a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de julio (FTB M jul-21) aumenta su valor, situándose en  un valor promedio de 78,66 €/MWh, un 21,75 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de abril.

El producto futuro del mes de agosto de 2021 (FTB M aug-21) ha aumentado de valor, situándose en 74,37 €/MWh, un 15,30 % superior a la cotización promedio durante el mes anterior.

Medio Plazo:

El tercer trimestre de 2021 (FTB Q3-21) cierra mayo con un valor medio de 76,64 €/MWh aumentando su valor respecto a la cotización media durante el mes de abril en un 17,89 %.

El cuarto trimestre de 2021 (FTB Q4-21) cierra este mes con un valor medio de 75,05 €/MWh aumentando su valor respecto al mes anterior en un 16,80 %.

El primer trimestre de 2022 (FTB Q1-22) cierra mayo con un valor medio de 66,50 €/MWh aumentando su valor respecto al mes anterior en un 16,46 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo suben de forma general. El producto anual de 2024 (FTB YR-24) se sitúa en 44,63 €/MWh durante mayo aumentando su cotización en un 7,67 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2023 (FTB YR-23) registra una subida del 13,30 % respecto a su cotización en abril situándose en 53,20 €/MWh y el producto anual de 2022 (FTB YR-22), cierra el mes de mayo con una cotización de 63,09 €/MWh, un 14,49 % superior al mes anterior.

En este mes de mayo hemos observado un comportamiento alcista de las cotizaciones de los productos futuros de la electricidad, presentando subidas generalizadas en el corto, medio y largo plazo.

El precio del gas natural se mantiene en niveles similares a los vistos en enero. Las emisiones de carbono vuelven a tocar techo histórico por quinto mes consecutivo, con una leve tendencia a estabilizarse.

Mayo ha estado marcado por unos precios diarios muy elevados de la electricidad, apuntando a que 2021 va a ser uno de los años más caros. La cotización anual no ha dejado de subir cerrando mayo por encima de los 70 €/MWh y sin expectativas de bajar durante junio. La aportación renovable ha aumentado con respecto a abril, sin embargo, los precios no han parado de subir, denotando un mercado eléctrico especialmente tenso por factores no tan claros.

Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

Cotizaciones producto anual carga base OMIP

Fuentes: OMIE, OMIP, EIA, EEX, PEGAS, CME Group, MIBGAS, REE, Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Weather Underground y AEMET.

Actualidad | Wednesday 26 May, 2021

La Ley de Cambio Climático obliga a las empresas a calcular su huella de carbono

La aprobación de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética da una vuelta de tuerca al carácter voluntario de la Huella de Carbono. Las empresas deberán calcular y publicar los informes sobre sus emisiones de gases invernadero. El Gobierno concretará, en el plazo de un año, qué tipo y tamaño de empresas estarán sujetas a esta obligación, los términos iniciales a partir de los cuales dicha obligación será exigible, su periodicidad y demás requisitos aplicables.

Las empresas que resulten obligadas tendrán que elaborar también un plan de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero que incluya “un objetivo cuantificado de reducción en un horizonte temporal de cinco años, junto con medidas para su consecución”. Las empresas podrán compensar de manera voluntaria su huella de carbono.

La Ley  de Cambio Climático incorpora además exigencias respecto a la Huella de Carbono relativas a la contratación pública tal y como anunciábamos en su día en nuestro blog.  Estas disposiciones modificarán el Real Decreto 163/2014, de 14 de marzo, por el que se creó el registro de huella de carbono, compensación y proyectos de absorción de dióxido de carbono.

El registro de huella de carbono era hasta la fecha voluntario. El alcance mínimo del cálculo necesario para la inscripción corresponde a las emisiones de gases de efecto invernadero de alcance 1 y 2., per la realidad es que el cálculo de huella de carbono de alcance 1 y 2 deja fuera un volumen muy importante de las emisiones de una organización. Además, desde el punto de vista normativo, cada vez se hace más imprescindible incluir las emisiones de alcance 3. Así lo exige la nueva versión de la Norma ISO 14064-1:2018. También la Comisión Nacional del Mercado de Valores, en su informe sobre la supervisión de los informes financieros anuales, también hace especial hincapié en las emisiones de alcance 3.

Por tanto se recomienda en todo caso calcular las emisiones de alcance 3, que son las generadas por los productos y servicios adquiridos por la organización. Lo explicábamos, en detalle, en el siguiente webinar técnico:


Creara es experta en proyectos de cálculo de huella de carbono y planes de reducción de Gases de Efecto Invernadero. Ya en el año 2011 el IHOBE le encargó el proyecto “Diseño y pilotaje de un sistema de verificación de declaraciones de emisiones de GEI´s en base a la norma internacional ISO 14064 para empresas y municipios”.

Compañías de todos los sectores como Grupo Tendam (Cortefiel) y Repsol Gas y Electricidad nos han encargado proyectos de cálculo de huella de Carbono. En el año 2015 colaboramos con el Grupo Telefónica para la definición de su Plan Estratégico de Reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero 2016 a 2020 y, posteriormente, a 2025 y a 2030. Este plan cumple con los targets del escenario 1,5ºC establecido por la organización Science Based Targets, en el cual, en el horizonte 2050 se pretende limitar el aumento de temperatura del planeta en 1,5ºC.

Actualidad | Friday 21 May, 2021

Plan Moves III: mayor cuantía de fondos para puntos de carga de vehículos eléctricos y ayudas pendientes de activar

El nuevo Plan MOVES III ofrece hasta 400 millones de euros en ayudas directas -ampliables a 800 millones en caso de necesidad- para la compra de vehículos eléctricos y la instalación de puntos de recarga, tanto para particulares como para autónomos y empresas. Estará vigente hasta finales de 2023 y será gestionado, nuevamente, por las comunidades autónomas. Son éstas las que tiene que activar las ayudas, algo que ninguna región ha hecho de momento. Ya que el plan Moves III entró el vigor el 14 de abril y que el plazo dado por el Gobierno para realizar los trámites es de tres meses, las comunidades autónomas deberían activar los planes de ayudas, como tarde, en julio.

Esta nueva edición del Plan Moves prevé ayudas entre el 30% y el 60% del coste del proyecto de instalación, en función del tipo de uso y potencia de la infraestructura de recarga. Las ayudas para la compra de vehículos sostenibles se tramitan directamente en los concesionarios, pero las destinadas a la instalación de infraestructura de carga debe solicitarlas el beneficiario e implican un proceso más complejo para el que es recomendable solicitar asesoramiento.

Cualquier proceso de movilidad corporativa exige un análisis previo de las necesidades de la organización. Contar una empresa que pueda ocuparse de la planificación desde el punto de vista estratégico, económico y de garantías legales, además de la instalación, ayudará a simplificar el proceso y le dotará de una mayor coherencia.

Es por ello que, desde Creara, ofrecemos a aquellas empresas que están considerando instalar puntos de recarga de vehículos eléctricos, un servicio integral, que incluye:

  • Asesoramiento inicial, diagnóstico previo de las necesidades de recarga de la empresa, ya sea uso público para clientes o usuarios, o para uso de la flota propia o de los empleados.
  • Suministro de equipos y proyecto de instalación.
  • Asesoramiento para la solicitud de ayudas del Plan Moves III.
  • Gestión de la instalación e vehículos eléctricos a través de una plataforma de gestión energética de la infraestructura de carga.

    Con el fin de ampliar información acerca de esta nueva línea de ayudas y conoceralgunos casos prácticos de soluciones técnicas innovadoras para la recarga en parkings de empresa, hemos organizado un webinar gratuito para el 1 de junio. Solicita aquí tu plaza.

Actualidad | Tuesday 11 May, 2021

Experiencia de Vodafone, Alcampo y Airbus en gestión energética ISO 50001

Hemos organizado para el 25 de mayo un webinar técnico en el que los responsables de los Sistemas de Gestión de la Energía de nuestros clientes Alcampo, Vodafone y Airbus nos contarán su experiencia en gestión de la energía, que en todos los casos han sistematizado utilizando como herramienta la norma ISO 50001. Intervendrán:

  • Patricia Castellote, Responsable de Energía en Alcampo.
  • Miguel Angel Fanego, Energy Manager de Vodafone.
  • Víctor Rodríguez, Energy Manager en Airbus.

Contar con el testimonio sobre su experiencia aportará mucho valor al webinar, ya que las tres empresas son una buena muestra de la gestión energética ISO 50001 en sectores muy diversos -retail, industrial, telecomunicaciones, servicios- y con múltiples emplazamientos y puntos de suministro. En este tipo de organizaciones, el uso de una plataforma de gestión se hace indispensable para el seguimiento de los consumos y del comportamiento energético a partir de líneas base de la energía.

ALCAMPO ya disponía de un Sistema de Gestión de la Energía certificado en sus centros en España, que había sido implantado por una multinacional como un proyecto centralizado desde la central del grupo en Francia. Contaba además con un importante proyecto de despliegue de monitorización de consumos eléctricos y una plataforma de gestión de la energía. A finales de 2020 ALCAMPO confió en Creara para la migración a la plataforma de gestión de la energía que le ofrecimos, con la que tiene automatizadas muchas de las tareas de seguimiento del comportamiento energético e informes. Actualmente leemos más de 550 contadores instalados en sus 171 centros en España.

Con VODAFONE trabajamos en el proyecto de diseño e implantación de un Sistema de Gestión de la Energía de acuerdo a la Norma ISO 50001. La primera fase terminó con la certificación del sistema de aplicación a más del 20% del consumo energético de Vodafone España en el mes de febrero de este año. Este proyecto tiene la peculiaridad de ser un sistema de una compañía que consume más de 700 GWh de energía al año, e incluye más de 13.000 puntos de suministro eléctrico.

AIRBUS comenzó a trabajar de la mano de Creara en 2015. Realizamos para ellos un primer Gap Análisis de la situación de las plantas del grupo en España en materia de gestión energética como primer paso para la puesta en marcha de un Sistema de Gestión de la ISO 50001, que implantamos a continuación y fue certificado en cada una de las fábricas un año después. Desde entonces AIRBUS sigue contando con CREARA para tareas de soporte como son la realización de las auditorías internas y de estudios puntuales, como el que realizamos en 2019 para conocer la situación de las plantas en Europa respecto a la gestión energética, o la definición de un sistema de gestión de la energía armonizado para todo el grupo.

La asistencia a este webinar es gratuita. Está dirigido a aquellas empresas que requieran asesoramiento para su propia organización. Solicita aquí tu plaza.

Actualidad | Thursday 6 May, 2021

El mes de abril más caro de la historia en el precio de la electricidad


MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

El precio de la energía durante el mes de abril cierra con una media de 65,02 €/MWh, aumentando respecto al mes anterior en un 43,08%. Comparando este precio con el precio de abril de 2020 se observa, igualmente, un aumento del 268,33%.

Si tenemos en cuenta los extremos:

  • El máximo diario se ha registrado el miércoles 21 con un precio de 79,60 €/MWh, marcado por una muy baja aportación de la energía eólica (7,18% del total), compensada por la tecnología de ciclo combinado (24,48% del total).
  • El mínimo diario se cruzó el domingo 4 a 27,73 €/MWh. influenciado por una aportación de energía eólica que supuso casi el 37% de la generación durante ese día, una aportación de la fotovoltaica de más del 12% y una baja aportación del ciclo combinado (menos del 7%), volviendo a caer en un día festivo con su baja demanda característica.

La cotización de los derechos de emisión durante el mes de abril sigue experimentando una tendencia alcista. Los precios han aumentado de forma general durante el mes respecto a los de finales de marzo, tocando techo histórico, nuevamente, en 48,82 €/ tnCO2 el 30 de abril.

El mercado spot del Brent ha experimentado una subida gradual durante el mes de abril con un pico máximo de 68,56 $/bb, cerrando en 66,66 $/bb un 4,91% superior al valor observado en marzo.

El mes de abril ha tenido una tendencia al alza en la evolución de la paridad €/$, cerrando el mes a 1,2018. Las cotizaciones de carbón suben lentamente, rondando los 60 $/t. Las cotizaciones del gas natural mantuvieron, al igual que sucede con MIBGAS y el TTF, una tendencia alcista, con un pico máximo de 22,864 €/MWh el 30 de abril para TTF y un máximo de 23,42 €/MWh en MIBGAS.

En lo que respecta a las reservas hidrológicas, abril ha finalizado con una energía hidroeléctrica calculada, máxima teórica disponible, de 14.056 GWh, que representa el 61,00 % de la capacidad total, el 91,20 % de la disponible hace un año. Su aportación a la generación de energía eléctrica disminuye un 28,58 % su participación con respecto al mes anterior. La producción hidráulica ha sido de 2.674 GWh que representa un descenso del 6,99 % respecto a abril del año anterior, descendiendo a la cuarta posición en el mix energético.

La tecnología eólica desciende a la segunda posición en el mix de generación en abril con 4.187 GWh. Esta tecnología ha supuesto un 22,09 %, disminuyendo un 24,35 % respecto a marzo.

Por su parte la tecnología nuclear asciende a la primera posición en la aportación de la generación. La producción nuclear ha representado un 22,21 % de la generación total, lo que se traduce en 4.211 GWh.

El ciclo combinado asciende a la tercera posición en el mix energético. Su aportación ha sido de un 15,30 % que representa 2.901 GWh. La cogeneración baja a quinta posición con una aportación del 11,67%, con 2.212 GWh. La sexta posición en el mix energético la toma la tecnología fotovoltaica, con una aportación del 8,65%, con 1.640 GWh.

Por otra parte, la generación a partir de carbón ha aumentado su aportación al mix energético con un total de 275 GWh, un 10,05% mayor que en el mes anterior.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de abril ha aumentado respecto al mes anterior dando un total de 293 GWh. En la parte importadora se encuentran Francia con 437 GWh y Marruecos con 37 GWh. En la parte exportadora se encuentra Andorra con 13 GWh y Portugal con 168 GWh

La suma de componentes que forman el precio final ha disminuido. Estos componentes suponen el 8,10 % del precio final del mercado Spot.

Abril presenta una tendencia generalmente alcista, aumentando el precio final de la electricidad y manteniendo la subida gradual de algunas materias primas, especialmente de las emisiones de carbono, repercutiendo directamente en el precio del Gas Natural. La disminución de la aportación de la energía eólica respecto al mes anterior, sumado a unas cotizaciones de materias primas elevadas y la elevada demanda de gas debido a la ola de frío europea determinan el mes de abril más caro de la historia.

Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

Evolución cotización de Emisiones de Carbono Año Móvil.

Generación por tecnologías

Variación de generación por tecnología

Resto de componentes del Precio Horario Final

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Subida generalizada en el mercado a plazos de electricidad

Los productos de futuros han tomado una tendencia alcista en general para la electricidad, del mismo modo que suben para algunas materias primas. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 65,05 €/MWh y los 57,95 €/MWh, mientras que en marzo oscilaron entre los 56,08 €/MWh y los 50,05 €/MWh.

Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión han experimentado una subida acabando el mes de abril a casi 49,00 €/tnCO2. Para 2021 las cotizaciones experimentan una subida situándose alrededor de los 50,00 €/tnCO2.

Los futuros del Brent han aumentado este mes, cerrando en los por encima de los 67,00 $/bbl. Esta tendencia parece que no continuará en el corto plazo, estabilizando con un precio más cercano a los 66 $/bbl durante 2021. Los futuros para el cambio euro-dólar suben cerrando abril de 2021 en 1,2020 €/$, los contratos para los próximos meses indican una leve subida a lo largo del año.

La cotización del carbón continua con su ligera tendencia alcista durante 2021.

Durante abril, el producto que ha aumentado en mayor medida ha sido el FTB M may-21, con una subida del 21,07 %, marcando un valor de 57,18 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de abril (FTB M apr-21) cerró su cotización media a 42,18 €/MWh durante el mes de marzo, siendo 22,84 €/MWh inferior al precio medio del mercado diario.

 Corto Plazo:

La cotización media del producto del mes de mayo de 2021 (FTB M may-21) ha sido de 57,18 €/MWh, un 21,07 % mayor a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de junio (FTB M jun-21) aumenta su valor, situándose en  un valor promedio de 64,13 €/MWh, un 19,44 % superior a la cotización promedio obtenida en el mes de marzo.

El producto futuro del mes de julio de 2021 (FTB M jul-21) ha aumentado de valor, situándose en 64,60 €/MWh, un 14,24 % superior a la cotización promedio durante el mes anterior.

Medio Plazo:

El tercer trimestre de 2021 (FTB Q3-21) cierra abril con un valor medio de 65,01 €/MWh aumentando su valor respecto a la cotización media durante el mes de marzo en un 14,84 %.

El cuarto trimestre de 2021 (FTB Q4-21) cierra este mes con un valor medio de 64,25 €/MWh aumentando su valor respecto al mes anterior en un 11,07 %.

El primer trimestre de 2022 (FTB Q1-22) cierra abril con un valor medio de 57,10 €/MWh aumentando su valor respecto al mes anterior en un 10,35 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo suben de forma general. El producto anual de 2024 (FTB YR-24) se sitúa en 41,45 €/MWh durante abril aumentando su cotización en un 0,60 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2023 (FTB YR-23) registra una subida del 7,68 % respecto a su cotización en marzo situándose en 46,96 €/MWh y el producto anual de 2022 (FTB YR-22), cierra el mes de abril con una cotización de 55,10 €/MWh, un 11,30 % superior al mes anterior.

En este mes de abril hemos observado un comportamiento alcista de las cotizaciones de los productos futuros de la electricidad, presentando subidas generalizadas en el corto, medio y largo plazo.

El precio del gas natural vuelve a subir a niveles similares a los vistos en enero. Las emisiones de carbono vuelven a tocar techo histórico por cuarto mes consecutivo, sin previsión de que bajen en el corto plazo.

Abril ha estado marcado por unos precios diarios muy elevados de la electricidad, que han dejado este mes como el abril más caro de la historia. La cotización anual no ha dejado de subir cerrando abril por encima de los 65 €/MWh y sin expectativas de bajar durante mayo. A la ola de frío que ha estado presente en Europa, que ha provocado el aumento de la demanda de gas con un precio del carbono disparado, se le une la menor aportación de las renovables, tensando aún más el mercado eléctrico.

Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

Cotizaciones producto anual carga base OMIP

Fuentes: OMIE, OMIP, EIA, EEX, PEGAS, CME Group, MIBGAS, REE, Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Weather Underground y AEMET.

Actualidad | Wednesday 18 December, 2019

El mercado Spot cae inesperadamente en noviembre


MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD

El precio de la energía durante el mes de noviembre cierra con una media de 42,19 €/MWh, este valor ha disminuido respecto al mes anterior en un 10,55 %. Enfrentándolo al precio que se marcó en noviembre de 2018 se observa una disminución del 31,93%.

Si tenemos en cuenta los extremos:

  • El máximo diario se ha registrado el miércoles 20 con un precio de 57,85 €/MWh, coincidiendo así con los máximos de aportación de ciclos combinados y carbón. La producción eólica registró un valor de 110 GWh. Solo el 32 % de la energía demandada durante este día provino de fuentes renovables.
  • El mínimo diario se cruzó el domingo 3 a 18,88 €/MWh, superando al precio más bajo marcado durante el 2019. Esta gran caída del precio de la energía viene influencia por una disminución de la demanda de energía propia de un día no laborable y una aportación de energía eólica (362 GWh) que supuso el 66 % de la generación durante ese día.

Noviembre se ha caracterizado por unas precipitaciones abundantes, pero mal distribuidas, concentrándose en el noroeste de la Península Ibérica. Estas lluvias han promovido el aumento de las reservas hidrológicas y, con ello, la producción hidráulica. Durante la primera semana del mes se han registrado fuertes vientos en la mitad norte peninsular. A pesar de la llegada del invierno, las temperaturas medias han sido mayores que las registradas el año anterior, lo que ha repercutido ligeramente en una disminución de la demanda respecto al mismo periodo de 2018.

La cotización de los derechos de emisión ha marcado una tendencia bajista durante la primera quincena del mes de noviembre llegando a valores mínimos de 23,36 €/tnCO2. A lo largo de la segunda quincena del mes la tendencia ha sido alcista, que podría ser debido al entorno incierto que hay respecto a los acuerdos para la reducción de emisiones en la COP25.

El mercado spot del Brent ha comenzado el mes con una ligera subida influenciada por la expectativa de acuerdo entre China y EEUU. Durante el mes se han registrado diversas fluctuaciones, marcando valores entre 60,75-63,86 $/bbl, que vienen delimitadas por la incertidumbre en torno a las relaciones comerciales entre ambos países.

El mes de noviembre comienza con una clara tendencia bajista en la evolución de la paridad €/$, debido al fortalecimiento de la economía norteamericana produciendo un cierre del mes de 1,1017. Las cotizaciones de carbón se han mantenido en los 55 $/t, a lo largo de la última semana de noviembre ha comenzado una tendencia al alza que ha llegado al valor de 59,6 $/t.  Las cotizaciones del gas natural comenzaron el mes con una tendencia alcista, al igual que sucede con MIBGAS y el TTF, que se estabilizan en los 15 €/MWh durante la segunda semana de noviembre.

En lo que respecta a las reservas hidrológicas, noviembre ha finalizado con una máxima teórica disponible de 10.121 GWh, un valor que supone el 44,1 % de la capacidad total y un 99,9 % de la disponible hace un año. Su aportación a la generación de energía eléctrica ha revertido su tendencia decreciente aumentando en un 138,5 % su participación con respecto al mes anterior. La producción hidráulica ha sido de 2.602 GWh que representa un aumento del 21,93 % respecto a noviembre del año anterior.

 La tecnología eólica se sitúa en cabeza a la aportación de la generación propiciada por los fuertes vientos registrados durante la primera y la última semana de noviembre. La producción eólica ha representado un 35,74 % de la generación total, lo que se traduce en 7.433 GWh, su presencia en el mix se ha incrementado notablemente en un 98,43 % con respecto al mes anterior.

El ciclo combinado ha pasado a ser la segunda en el mix energético tras estar 4 meses situada a la cabeza del mix. Su aportación ha sido de un 18,9 % que representa 3.930 GWh. La cogeneración se mantiene estable respecto a octubre con 2.472 GWh.

La tecnología nuclear ha pasado a ser la tercera en el mix de generación en noviembre con 3.438 GWh, la potencia nuclear se encuentra en carga parcial. Esta tecnología ha supuesto un 16,53 % en el mix, este valor se ha visto reducido 24 % respecto a octubre debido a las paradas programadas de la central nuclear de Vandellós II y la central nuclear de Cofrentes que iniciaron los trabajos de recarga de combustible. La unidad II de la central nuclear de Almaraz se encuentra operativa desde el 13 de noviembre tras finalizar los trabajos de recarga.

Por otra parte, la generación a partir de carbón ha reducido en un 18,1 % su aportación con respecto al mes anterior, lo que ha supuesto un total de 563 GWh.

El balance de exportaciones – importaciones de España en el mes de noviembre ha sido por primera vez en el año exportador de energía eléctrica con 297 GWh. En la parte exportadora se encuentra Francia con 531 GWh y Andorra con 23 GWh. En la parte importadora se encuentra, Portugal con 196 GWh y Marruecos con 60 GWh.

La suma de componentes que forman el precio final ha aumentado en un 8 % respecto al mes de octubre. Estos componentes suponen el 10,21 % del precio final del mercado Spot.

El mes de noviembre se ha visto fuertemente influenciado por la tecnología eólica, que ha frenado ligeramente la subida esperada del precio del gas y ha compensado la reducción de las nucleares. El mercado eléctrico queda a la espera de los acuerdos en materia de emisiones de la COP25.

Comparativa interanual del precio medio del Mercado Diario

Evolución precio medio Mercado Diario. Año móvil.

Generación por tecnologías

Variación de generación por tecnología

Resto de componentes del Precio Horario Final

MERCADO A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Bajada en los productos en el mercado a plazos

Los productos de futuros mantienen la tendencia bajista durante noviembre. La cotización del año móvil ha oscilado entre los 54,31 €/MWh y los 51,01 €/MWh, siendo 3,42 €/MWh por debajo del valor marcado en octubre.

Los futuros de los productos asociados a la compra de derechos de emisión continúan su tendencia alcista, cerrando el diciembre a 25,22 €/tnCO2. Para 2020 y 2021 las cotizaciones experimentan una suave tendencia creciente llegando a finales de 2021 a los 25,61 €/tnCO2.

Los futuros del Brent cierran el año en los 60,23 $/bbl, durante el primer trimestre de 2020 se presenta una tendencia alcista que se mantiene hasta junio, tras esto la tendencia se vuelve suavemente bajista. Los futuros para el cambio euro-dólar continúan la tendencia alcista a partir del año 2020, cerrando diciembre de 2019 en 1,1089 €/$ y llegando a valores de 1,1554 €/$ a finales de 2021.

La cotización del carbón continua con su ligera tendencia alcista durante 2020 y 2021.

Durante noviembre, el producto que ha disminuido en mayor medida ha sido el FTB M Dec-19, con una bajada del 11,52 %, marcando un valor de 49,29 €/MWh. El valor promedio del producto de futuro del mes de noviembre (FTB M Nov-19) cerró su cotización media a 53,03 €/MWh durante el mes de octubre, siendo 10,83 €/MWh inferior al precio del mercado diario.

Corto Plazo:

La cotización media del producto del mes de diciembre de 2019 (FTB M Dec-19) ha sido de 49,29 €/MWh, un 11,52 % inferior a la cotización del mes anterior.

El precio medio del producto mensual de enero (FTB M Jan-20) disminuye su valor, situandose en  un valor promedio de 53,17 €/MWh, un 8,99 % inferior a la cotización promedio obtenida en el mes de octubre.

El producto futuro del mes de febrero de 2020 (FTB M Feb-20) también ha disminuido su valor. En este caso, la cotización promedio se situó en 54,62 €/MWh siendo 6,1 % inferior a la cotización promedio durante el mes anterior.

Medio Plazo:

El primer trimestre de 2020 (FTB Q1-20) cierra noviembre con un valor medio de 52,23 €/MWh disminuyendo su valor respecto a la cotización media durante el mes de octubre en un 7,7 %.

El segundo trimestre de 2020 (FTB Q2-20) cierra este mes con un valor medio de 48,76 €/MWh disminuyendo su valor respecto al mes anterior en un 4,36 %.

El tercer trimestre de 2020 (FTB Q3-20) cierra noviembre con un valor medio de 52,91 €/MWh disminuyendo su valor respecto al mes anterior en un 3,97 %.

Largo Plazo:

Las cotizaciones de los productos futuros a largo plazo continúan la tendencia bajista. El producto anual más lejano de 2022 (FTB YR-22) se sitúa en 47,02 €/MWh durante noviembre reduciendo su cotización en un 2,38 % con respecto al mes anterior. El producto anual de 2021 (FTB YR-21) registra una disminución del 2.61 % respecto a su cotización en octubre situándose en 52,86 €/MWh. El producto anual de 2020 (FTB YR-20) cierra el mes de noviembre con una cotización de 52,56 €/MWh, un 4,82 % inferior al mes anterior.

Continúan las bajadas en los productos a medio y largo plazo, la amplia participación eólica durante el mes ha sido inesperada y ha beneficiado en el precio del mercado diario que se ha desvinculado notablemente de la cotización de noviembre.

Promedio mensual de cotización del mes siguiente OMIP frente al resultado medio del Mercado Diario

Evolución de cotizaciones mercado de futuros OMIP carga base

Cotizaciones producto mensual carga base OMIP

Cotizaciones producto trimestral carga base OMIP

Cotizaciones producto anual carga base OMIP

Fuentes: OMIE; OMIP; EIA; EEX; PEGAS; CME Group; REE; Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente; Weather Underground; AEMET.

Actualidad | Wednesday 6 November, 2019

¿Qué sabemos hasta ahora del cambio en las tarifas de electricidad previsto para 2020?

En las últimas semanas, nuestro departamento de Aprovisionamiento de Energía está recibiendo consultas sobre el próximo sistema de cálculo de los peajes ligados al transporte y a la distribución de la luz, que afectan a compañías y usuarios.

En este post, tratamos de contar lo único que sabemos con certeza hasta el momento: que toca esperar.

¿Qué es eso e los peajes de acceso a la red?

Los peajes de acceso a la red eléctrica son costes que los consumidores pagan para sufragar los gastos del sistema eléctrico, principalmente las redes de transporte y distribución de energía. Estos costes se pagan en función de unas reglas según cuánta energía y potencia consuma el cliente y sobre todo, cuándo la consuma, de modo que los periodos en los que hay más demanda, los peajes son más altos que en los periodos con menos consumo. Estos periodos dependen del día de la semana, el mes del año y la hora del día.

La Comisión Nacional de Mercados ha propuesto su modificación con el fin de adaptarlos a la situación actual de mercado, tecnológico, etc. Es decir, el regulador quiere incentivar o desincentivar ciertos hábitos. Por ejemplo, el consumo en ciertos momentos a través de precios mayores o menores, proveer el uso del coche eléctrico, etc.

El problema ha sido que el gobierno considera que estos cambios propuestos por la CNMC no cumplen perfectamente con sus directrices sobre política energética. Es decir, en ocasiones no son lo suficientemente contundentes como para incentivar con fuerza esos cambios de hábitos que el gobierno quiere promover y que deben potenciar la transición energética que empezamos a vivir. Por ejemplo, los peajes se cobran según la potencia contratada por el consumidor (que no suele cambiar mes a mes) y también en función de la cantidad de energía que se consume (que es un coste variable). Pues bien, el gobierno quiere que la mayor parte de estos costes recaigan sobre el consumo, lo cual “variabilizaría” el coste para el consumidor, lo cual es un incentivo hacia el ahorro, que el gobierno quiere fomentar.

De momento, el Ministerio para la Transición Ecológica y la CNMC deben acordar un texto para que sepamos cómo quedará el nuevo sistema. Así que de momento, toca esperar.

Actualidad | Wednesday 6 November, 2019

Ayudas para actuaciones de eficiencia energética en PYME y gran empresa del sector industrial en Castilla y León
  • La Junta de Castilla y León publica la convocatoria de las subvenciones públicas incluidas en el programa de ayudas para actuaciones de eficiencia energética en PYME y gran empresa del sector industrial. Cofinanciables por el Fondo Europeo de Desarrollo Regional, estas ayudas están destinadas a incentivar y promover la realización de actuaciones en PYME y gran empresa del sector industrial que reduzcan las emisiones de dióxido de carbono y el consumo de energía final, mediante la mejora de la eficiencia energética.
  • El plazo de solicitud comienza el 12 de febrero de 202o y las actuaciones subvencionables incluyen la implantación de sistemas de gestión de la energía.

Beneficiarios

  • Empresas que tengan la consideración de PYME o gran empresa del sector industrial, según lo dispuesto en el Anexo I del Reglamento (UE) 651/2014, cuyo CNAE 2009 se encuentre entre los citados en el artículo 2 del RD 263/2019, de 12 de abril.
  • Empresas de servicios energéticos, siempre que actúen en función de un contrato de servicios energéticos con alguna de las empresas que se indican en el apartado a).
  • La empresa solicitante deberá contar con domicilio fiscal en España.

Actuaciones subvencionables

Las actuaciones subvencionables, que deberán realizarse en Castilla y León, con independencia del lugar de domicilio social de la empresa, están dirigidas a la mejora de la tecnología en equipos y procesos industriales, así como a la implantación de sistemas de gestión energética con objeto de reducir el consumo de energía final y las emisiones de CO₂.

Cuantía de la ayuda

Para los sistemas de gestión de la energía la cuantía del coste subvencionable deberá ser superior a 30.000 €.

La cuantía máxima de subvención será de 1.000.000 €. Si se conceden varias subvenciones a un mismo beneficiario, el importe total no podrá superar los 3.000.000 €.

Plazos

Desde el 12 de febrero de 2020 hasta el 31 de diciembre de 2020.

Más información, lugar y forma de presentación en la sede electrónica de la Junta de Castilla y León.

¿Te interesa solicitar la ayuda pero tienes dudas?
Mándanos un email para que nuestro equipo técnico pueda ayudarte.

Actualidad | Tuesday 22 October, 2019

Certificación ISO 50001:2018, una herramienta para ahorrar y cumplir el Real Decreto 56/2016

Han transcurrido ya doce meses desde que se publicó la nueva edición de la norma ISO 50001:2018 en español, que cuenta con una estructura de alto nivel para facilitar la integración con otras normas, como la ISO 9001 de calidad y la ISO 14001 de medio ambiente.

Los cuatro principales cambios incorporados en la nueva versión son:

  • Se incorpora la estructura de alto nivel, con un núcleo de texto idéntico y términos y definiciones comunes a las ediciones más recientes de otras normas de sistemas de gestión.
  • La mejora continua se enfatiza, lo que se traduce en la exigencia de incorporar la mejora del comportamiento energético ya en la certificación inicial del sistema.
  • Es necesario comprender la organización y su contexto, así como las necesidades y expectativas de las partes interesadas. La organización debe considerar los riesgos y oportunidades para la toma de decisiones estratégicas respecto a energía.
  • El proceso de planificación energética se amplía, mediante un enfoque estratégico y táctico.

Antes del mes de septiembre de 2021, las empresas certificadas deben adaptar su SGE a la versión de la norma ISO 50001:2018.

En estos momentos apenas faltan doce meses para que se cumplan los cuatro años de la fecha límite que el Real Decreto 56/2016 daba para la realización de la auditoría energética a las grandes empresas en España. En estos cuatro años, son muchas las organizaciones que se han decidido a integrar los requisitos de esta Norma ISO 50001 en su Sistema de Gestión Ambiental como herramienta para organizar la gestión de la energía y dar cumplimiento al Real Decreto 56/2016 a través de la certificación ISO 50001.

 

 

Noticias | Friday 22 February, 2019

Renovables y coche eléctrico para la primera Ley de Cambio Climático en Baleares

El Gobierno Balear ha sido pionero en España en la aprobación de una Ley de Cambio Climático y Transición Energética con la que se pretende lograr la autosuficiencia energética en las islas, mediante el abandono progresivo de los combustibles fósiles, y aumentar la capacidad para generar, mediante energías renovables, al menos el 70% de la energía final que se consuma en ese territorio en el 2050. Además, esta ley marca una hoja de ruta para conseguir el objetivo intermedio de reducción del 23% del consumo energético y del 40% en las emisiones de CO2  para 2030.

Las medidas planteadas para conseguir estos objetivos se basan en cuatro pilares: energías renovables, movilidad sostenible, eficiencia energética y eliminación de centrales contaminantes.

Movilidad sostenible

  • Para reducir las emisiones del tráfico, se prohíbe la circulación de los vehículos diésel a partir de 2025 y los de gasolina a partir de 2035 en las islas.
  • Se instalarán de aquí a 2025 un total de 1.000 puntos de recarga de coches eléctricos  y se prohibirá la matriculación de nuevos vehículos diésel. Esta prohibición se extenderá a todos los vehículos de combustión para 2035.
  • Las empresas de alquiler de vehículos deberán ir sustituyendo progresivamente sus flotas por vehículos eléctricos, que deberá llegar a ser 100% eléctrica para 2035.
  • Los barcos también deberán ser propulsados con energías renovables. Se ha declarado el mar Balear zona ECA (zona de control de emisiones).

Energías renovables

Los aparcamientos existentes de más de 1.500 m2 y los nuevos mayores a 1000 m2, así como edificios con más de 1.000 m2, nuevos o los que se haga cambio de uso o reforma integral, estarán obligados a instalar energía solar fotovoltaica.

Eficiencia energética

Cierre centrales contaminantes
A partir de 2020, se deberán ir cerrando las centrales térmicas contaminantes. La central de Es Murterar (Mallorca) tiene previsto su cierre para 2020 y las de Mahón, Ibiza y Formentera para 2025.

Para ejecutar todas estas medidas el Instituto Balear de la Energía contará con un millón de euros de presupuesto para el primer año.
Las empresas y particulares podrán ir adaptándose a este nuevo modelo descarbonizado con las ayudas y subvenciones que van saliendo.

Uncategorized | Monday 26 November, 2018

La directiva europea de energías renovables refuerza la posición del autoconsumo fotovoltaico

El texto definitivo de la Directiva Europea Renovable (REDII),  aprobado recientemente, ratifica las líneas estratégicas para activar la producción y promoción de las energías renovables en los estados de la Unión Europea. A través de esta directiva se establece como objetivo vinculante alcanzar una cuota del 32% en el uso de renovables para el año 2030.

Junto con la anterior directiva en eficiencia energética, la REDII marca los objetivos de energías renovables  para 2030 y 2050. Aparte de establecer el objetivo en el 32%, incluye una cláusula que deja la puerta abierta para revisar al alza este objetivo en 2023, para responder a supuestos de reducción de los costes de producción de energías renovables, del consumo energético global, o si así lo determinan los acuerdos internacionales respecto a la lucha contra el cambio climático.

Apuesta clara por el autoconsumo fotovoltaico

Esta directiva es un espaldarazo legal al derecho al autoconsumo fotovoltaico, por el cual, los ciudadanos europeos pueden “producir, consumir, almacenar y vender el excedente de energía producida”.

Además prohíbe todo tipo de cargos o tasas sobre la energía producida en las instalaciones de autoconsumo solar fotovoltaico y establece el derecho a poder recibir remuneración por la energía generada que se vierte a la red eléctrica.

También exige que los trámites administrativos sean más sencillos, mediante la creación de una ventanilla única y reduciendo los plazos para la tramitación.

Otros aspectos de la directiva europea de energías renovables

Entre otros puntos, esta directiva contempla:

  • Impulso a los biocombustibles avanzados que aprovechen residuos alimentarios.
  • Objetivo del 15% de interconexión eléctrica para 2030 que aumente la posibilidad de exportar la energía producida con fuentes renovables.
  • Aumenta también la ambición para los sectores difusos: transporte, calefacción o refrigeración.
  • Se aumentan los fondos para compensar los cierres de las centrales de carbón.

Esta directiva deberá transponerse antes del 30 de junio de 2021 a la legislación nacional, por tanto, una vez traspuesta a nuestra normativa, no habrá marcha atrás al autoconsumo fotovoltaico. En todo caso, cabe señalar que la reciente Ley de Cambio Climático y Transición Energética propuesta en España es aún más ambiciosa y marca un objetivo del 35%.

Post | Monday 26 November, 2018

Autonomía, criterio prioritario a la hora de comprar un coche eléctrico

La autonomía es una de las principales preocupaciones de los conductores que están pensándose pasarse al coche eléctrico. En el momento de decidir qué modelo adquirir, es importante tener claro las distancias y tipos de desplazamientos que se realizan con mayor frecuencia. En este post tratamos de dar las claves para elegir un modelo que responda a las necesidades de cada usuario y para entender estas cuestiones:

  • ¿por qué la autonomía de los coches eléctricos es, aún a día de hoy, limitada?
  • ¿cómo se calcula la autonomía de los coches eléctricos?
  • ¿cuáles son los coches eléctricos con mayor autonomía del mercado?

Autonomía y consumo de los coches eléctricos

La autonomía es, como decíamos, un factor clave a la hora de adquirir un coche eléctrico. Sin embargo, es previsible que la importancia de este criterio vaya diluyéndose en  los próximos años cuando el promedio de autonomía de los vehículos oscile entre los 600 y 800 kilómetros reales. En otras palabras: ocurrirá lo mismo que sucede ahora con la capacidad del tanque de combustible de los vehículos tradicionales, que es un detalle del vehículo sin mucho peso a la hora de decidir qué modelo se adquiere.

Las baterías de los coches eléctricos se miden en kWh. Esta característica define la cantidad de energía que pueden almacenar. Al igual que en los coches de combustión, no todos los coches eléctricos consumen lo mismo. Existen multitud de variables que influyen en su consumo, entre otros:

  • el peso del vehículo
  • la eficacia del motor
  • el tipo de conducción…

El consumo real del promedio de coches eléctricos del mercado ronda los 15 kWh/100 Km. El  consumo de los Tesla, que es un vehículo más pesado, está entre los 20-21 kWh/100 Km; mientras que los Smart tienen un consumo de unos 13 kWh/100Km.

Cálculo de la autonomía de los coches eléctricos

Hasta el 1 de septiembre de 2018, se utilizaba el protocolo NEDC para determinar la autonomía del vehículo eléctrico. Este protocolo se basaba en unas pruebas de laboratorio realizadas en condiciones muy ventajosas de temperatura, velocidad y otras variables muy poco exigentes y realistas.

A partir de esa fecha entró en vigor el nuevo protocolo de emisiones WLTP que endurece las pruebas que deben pasar los vehículos, de forma que las emisiones y la autonomía de estos se acerca mucho más a la realidad.

La autonomía de los principales coches eléctricos del mercado

Además de analizar la autonomía de un vehículo eléctrico antes de adquirirlo, también es importante valorar cuáles son las velocidades y modos de carga que permite cada modelo. Por ejemplo, el Renault Zoe y el Smart no permiten cargas ultrarrápidas en corriente continua (modo 4), pero sin embargo tienen velocidad de carga en corriente alterna superiores a otros modelos eléctricos.

Por el contrario, el resto de los vehículos permiten la carga modo 3 y 4. Necesitan más tiempo para cargar en corriente alterna (modo 3), pero pueden realizar cargas ultrarrápidas en electrolineras y en otros puntos de acceso público (modo 4).

La autonomía y el detalle de las baterías de los principales vehículos eléctricos se muestran en esta tabla:


Si quieres saber más sobre los tipos y velocidades de recarga de vehículos eléctricos y las variables a tener en cuenta, puedes registrate en el webinar del día 28 de noviembre, aquí.

Uncategorized | Monday 26 November, 2018

Ayudas locales y autonómicas al coche eléctrico

La movilidad eléctrica empieza a ser una realidad y la demanda de infraestructuras de carga para coche eléctrico es una necesidad que debe ser cubierta rápidamente para poder permitir el desarrollo lógico del vehículo eléctrico.
De forma complementaria a las ayudas estatales, autonomías y entidades locales ponen a su disposición subvenciones y otros mecanismos para dar impulso al coche eléctrico en sus territorios.

Plan estrella
El Cabildo de El Hierro, en Canarias, va a iniciar un ambicioso plan de ayudas a la adquisición de coche eléctrico para particulares y empresas que incluirá también ayudas para la instalación de puntos de recarga.
La cuantía de las ayudas para la adquisición de vehículos alcanzará los 7.000 euros para particulares y 10.000 euros para vehículos industriales.
Los puntos de carga para empresas se subvencionarán hasta un 60% del coste hasta un máximo de 1.200 euros, salvo particulares que llegará hasta un máximo de 700 euros.
En el Cabildo, además de estas ayudas, el coche eléctrico tiene una reducción del 75% del impuesto de circulación y están exentos al Impuesto General Indirecto Canario (IGIC) a la hora de su compra. Impuesto que también se quiere eliminar en el resto de las Islas.

Para el resto de la Comunidad Canaria, se ha aprobado un presupuesto de 450.000 euros para financiar la instalación de puntos de recarga de coche eléctrico y otros 500.000 euros para la sustitución de vehículos de combustión por coche eléctrico.

El coche eléctrico en otras comunidades

La Agencia Andaluza de la Energía dispone de un programa de incentivos económicos a la movilidad eléctrica con la línea de “Redes inteligentes” con la cual se incentivan instalaciones de recarga y renovación de flotas o vehículos para servicios públicos con ayudas que van desde el 35% al 80%.

El Ente Vasco de la Energía, dispone en su Programa de ayudas 2018, una línea específica para “Transporte y Movilidad Eficiente” que concede 400 euros para la compra de ciclomotores eléctricos, hasta el 20% del coste y, además de 500 euros a 2.000 euros hasta un límite de 40% en instalación de puntos de recarga.

En Murcia, se otorgaron 66.205 millones de euros, como uno de los incentivos dentro de Estrategia Local del Vehículo Eléctrico, para la compra de vehículos eléctricos por medio de financiación por leasing o arrendamiento por renting a particulares y empresas.

A nivel más local, el Ayuntamiento de Alhama, ha aprobado que para 2019, la compra de vehículos no contaminantes vendrá con una reducción del 75% del impuesto de Vehículos de Tracción Mecánica (IVTM) o más conocido como “impuesto de circulación”.

Las ayudas de la Diputación de Valencia finalizaron el 14 de agosto. Estaba dotada de un presupuesto de 750.000 euros para adquisición de coches eléctricos e instalación de puntos de recarga.

A pesar de que en Asturias las ayudas y subvenciones del Principado para adquisición de coches eléctricos finalizaron su plazo de solicitud en julio, la alcaldesa de Avilés ha manifestado su intención de fomentar el uso del coche eléctrico por medio de bonificaciones o reducción de impuestos como el pago por aparcamiento o el impuesto de vehículos de tracción mecánica.

Desde el 15 de noviembre, particulares, entidades locales y empresas pueden solicitarse en Castilla y León las ayudas para la compra de coche eléctrico y otros vehículos propulsados por energías alternativas, donde la cuantía de la ayuda puede alcanzar los 6.000 euros dependiendo de las características del vehículo. Estas ayudas se suman a la deducción del 15% en la renta del ejercicio que viene que se pretende aprobar próximamente. Puedes ver la convocatoria aquí.

La Rioja ya permite esta deducción fiscal del 15% en la compra de un coche eléctrico con un máximo de 5.000 euros, según la Ley 2/2018, de 30 de enero, de Medidas Fiscales y Administrativas de la Comunidad Autónoma de La Rioja para 2018.

Navarra iba más allá y, además de incentivar la compra de coche eléctrico con un beneficio fiscal en la Declaración de la Renta de 2017 del 30%, incentivaba la instalación de puntos de carga, con deducciones de hasta el 20%. Han creado la campaña #Navarraemisióncero donde además de las deducciones fiscales, ofrece más información sobre el funcionamiento y ventajas de los coches eléctricos. El Ayuntamiento de Tudela, por su parte ofrece 3.000 € para la compra de coches eléctricos y exención de pago por estacionamiento en la zona azul. Consulta sus bases aquí.

El Gobierno de Baleares concedía ayudas hasta el 30 de octubre para la compra de vehículos 100% eléctricos para la prestación de servicios municipales.

En la Comunidad de Madrid ya está disponible la ayuda para la instalación de puntos de recarga de coche eléctrico del plan de ayuda “Emite Cero”, (aún por salir la línea de ayudas para la adquisición de coche eléctrico para particulares, puesto que ya hubo otra ayuda recientemente para a la sustitución de vehículos comerciales.

La comunidad de Castilla la Mancha, por su parte, disponía hasta el 7 de octubre de ayudas de hasta 4.000 euros por punto de carga de coche eléctrico de hasta 40 kW o 8.000 euros para potencias superiores; tanto para entidades locales como para pymes y particulares. La ayuda podía llegar hasta los 16.000 euros por cada punto de carga eléctrico superior a 40 kW si la conexión se hace a paneles fotovoltaicos independientes.

La Junta de Extremadura anuncia que los presupuestos de 2019 recogerán una partida importante para la adquisición de coche eléctrico y la instalación de puntos de carga, que ya viene recogido en la nueva “Estrategia Regional de Impulso para la movilidad eléctrica”, la cual facilitará la existencia de puntos de carga con el objetivo “un coche, un punto” a nivel particular junto con la creación de una red de recarga públicos de 189 estaciones en carretera y 167 estaciones en destino en edificios administrativos o de servicios. A su vez. ambas diputaciones están trabajando en proyectos de fomento del coche eléctrico y la instalación de puntos de carga: Cáceres, con el proyecto “Red Urbansol“; y Badajoz, con el Plan “Movem”.

 

Post | Thursday 8 November, 2018

¿Qué departamentos han de participar en la estrategia de despliegue de vehículo eléctrico?

La introducción del vehículo eléctrico se presenta como una gran oportunidad para las empresas. Además de la oportunidad de reducir gastos y emisiones vinculadas al transporte de la empresa, también puede aportar mejoras en la imagen corporativa y en la satisfacción de los propios empleados, proveedores o clientes. No obstante, la transición a la movilidad eléctrica afecta a muchos departamentos de la empresa. Sacar el máximo provecho de todas las oportunidades que ofrece el vehículo eléctrico a la empresa requiere de planificación y coordinación.

Departamentos que participan la estrategia de despliegue de vehículo eléctrico

– El departamento financiero es el encargado de estudiar la inversión o gasto requerido para la migración a una flota de vehículos eléctricos y para la instalación de los puntos de recarga necesarios. Dependiendo del modelo de negocio seleccionado, puede suponer también una vía adicional de ingresos que ayude a alcanzar objetivos.
– Desde el departamento de gestión de instalaciones o “facility, se introducen nuevos procesos de mantenimiento de puntos de recarga, incidencias o incluso la organización de un plan de “coche compartido” para el traslado los empleados de la empresa.
– Los responsables del aprovisionamiento energético deben tener en cuenta el aumento de la demanda eléctrica para aumentar la potencia contratada, en caso de que sea necesario.
– Los encargados de recursos humanos son responsables de dar a conocer los nuevos beneficios y valores en su relación con el empleado, así como de modificar o adoptar aquellas políticas que sean necesarias.
– El departamento de Responsabilidad Social Corporativa debe establecer nuevos objetivos de sostenibilidad y hacer un seguimiento para calcular la reducción de emisiones de la compañía como consecuencia de la implementación del vehículo eléctrico.
– Finalmente, la integración del vehículo eléctrico ofrece la oportunidad de darle mayor visibilidad a la empresa en su compromiso con la sostenibilidad, oportunidad que debe materializar el departamento de marketing y marca para posicionar la organización en un lugar de liderazgo.

En definitiva, para garantizar el éxito en el despliegue de vehículo eléctrico en la empresa es necesario crear una base de consenso entre todos los departamentos implicados y coordinar la comunicación de las políticas del vehículo eléctrico y de los puntos de recarga a los empleados, proveedores y clientes. Esta decisión repercutirá favorable y directamente no solo en la compañía, sino también en sus empleados y clientes.
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CREARA apoya a la empresa a definir un Plan de Movilidad Eléctrica que aporte la base necesaria para la toma de decisiones y vertebre las acciones de los distintos departamentos.

Si quieres más información sobre cómo realizar un Plan de despliegue de vehículo eléctrico en la empresa puedes ver este vídeo.

Post | Tuesday 6 November, 2018

¿Cómo se fija el precio de un PPA para autoconsumo fotovoltaico?

El concepto de PPA de energía, entendido como un contrato bilateral de compra-venta de energía a largo plazo a un precio determinado, puede ser aplicado a una instalación fotovoltaica de autoconsumo. En estos casos, el generador sería el propietario del activo de fotovoltaica, mientras que el comprador (también llamado “off-taker”) sería el consumidor que ocupa el inmueble sobre cuyo tejado se construye el panel solar. Evidentemente también cabe que el panel  no se sitúe sobre la cubierta del edificio consumidor, pero vamos a dejarlo de lado ya que es un caso menos común.

Al igual que sucede en un PPA al uso, el precio que pacten las dos partes de un contrato PPA para autoconsumo fotovoltaico puede tener cualquier estructura que pueda imaginarse. En este post, revisamos las posibles opciones de fijación de precios para PPAs para autoconsumo fotovoltaico.

Fórmulas de fijación de precios para un PPA de energía para autoconsumo fotovoltaico

– Precio fijo
La opción más evidente es la de fijar un precio fijo por cada kWh generado por la planta fotovoltaica. Esta energía será o bien usada directamente por el consumidor, o bien cedida (o vendida) a la red, en cuyo caso los eventuales ingresos o créditos de consumo serán propiedad del consumidor.

– Precio variable
Pero también sería posible imaginar una estructura en la cual el precio depende de un índice, por ejemplo la cotización del precio del mercado diario de electricidad (llamémoslo “precio OMIE”). Esta opción de cálculo del precio tendría sentido para el consumidor, ya que su coste de la energía variará también con la variación del precio OMIE, si es que tiene un contrato a precio indexado.

La fórmula para indexar el precio del PPA podría ser totalmente variable, o podría tener un elemento fijo, de modo que la exposición a la variación del precio OMIE sea menor. Además, la fórmula de precio podría incluir un descuento fijo (en Euros/kWh) o variable (en porcentaje). De este modo, el consumidor podría conseguir un precio de la energía que esté por debajo del mercado durante unos cuantos años, y después ser propietario de la planta fotovoltaica.

Duración de un contrato de energía PPA para autoconsumo fotovoltaico

Estas dos posibilidades de tipo de precio pueden combinarse con la duración del contrato. Las opciones aquí son:
– un número fijo de años, o si no,
– el tiempo necesario hasta vender una determinada cantidad de energía.

La primera de las opciones pone más presión al generador para asegurar que la planta funciona correctamente, y que si surgen problemas, los resuelve rápidamente, ya que si no es así, generará menos energía de la prevista y sus ingresos disminuirán. Si en cambio elige cerrar el acuerdo hasta que se venda una cantidad determinada de energía, el impacto sobre los ingresos es nulo, ya que aunque tarde muchos días en resolver un problema que pueda surgir, la cantidad de energía que acabe vendiendo será la misma. No obstante, sí que tendría un impacto sobre la rentabilidad (medida como valor en el tiempo) ya que tardaría más tiempo en generar la cantidad de ingresos esperada.

Opciones para la transferencia del activo de fotovoltaica

El último elemento a tener en cuenta a la hora de diseñar el precio en un contrato de este tipo sería la de la transferencia del activo. El generador puede traspasar la planta fotovoltaica al consumidor al final de un determinado periodo. O por el contrario, podría plantear la inversión como una planta fotovoltaica que siempre venderá la energía al consumidor del inmueble bajo el que está construida. En este caso, el generador asume más riesgo, como cualquier inversión a largo plazo, pero quizá podrá ofrecer un mejor precio a su cliente por la energía generada, ya que puede esperar más años de actividad siendo propietario del activo.

No se puede decir qué combinación de los elementos descritos es la ideal. Dependerá de cada caso y de los objetivos de cada generador y cada consumidor.


Si te interesa este contenido, puedes ver el vídeo de este webinar.

Uncategorized | Friday 2 November, 2018

Todo lo que necesitas saber acerca de las ayudas a la eficiencia energética y renovables para empresas de Castilla y León

La Junta de Castilla y León publicó el 25 de julio las bases reguladoras para las ayudas para la mejora de la eficiencia energética y la promoción de las energías renovables en el sector empresarial de su comunidad. PYMES y grandes empresas castellano leonesas pueden beneficiarse de ayudas de hasta un 75% del coste para la implantación de Sistemas de Gestión Energética, y hasta un 60% para actuaciones de energía solar, entre otras partidas subvencionables en esta convocatoria.

Actuaciones subvencionables
En materia de ahorro y eficiencia energética se podrán recibir ayudas para las siguientes líneas de actuación:
– Sustitución de equipos consumidores de energía por otros más eficientes.
– Sustitución y/o instalación de sistemas de control de variables energéticas.
– Recuperación de efluentes energéticos.
– Implantación de Sistemas de Gestión Energética, basados bajo la Norma ISO 50001.

Para el fomento de las energías renovables se podrán financiar:
– Sistemas para calentamiento de aire o fluidos mediante captadores y mejoras en instalaciones existentes para el uso de energía solar térmica.
– Instalaciones de energía solar fotovoltaica.
– Instalaciones térmicas mediante biomasa.
– Instalaciones de generación y consumo de biogás.
– Instalaciones para aprovechamiento mediante de aguas termales procedentes de yacimientos geotérmicos e instalaciones de producción de energía térmica para climatización utilizando bombas de calor geotérmicas.

Beneficiarios
Podrán optar a estas ayudas las PYMES y grandes empresas de Castilla y León, así como autónomos o los agricultores y ganaderos titulares de explotaciones agrarias o cotitulares de explotaciones de titularidad comparativa inscritas en el REACYL que no tengan la condición de sociedades de cualquier tipo o cooperativas.

Cuantía de las ayudas
La subvención cubrirá para las actuaciones de eficiencia energética entre el 15% y el 40% del coste subvencionable, excepto en el caso de la implantación de Sistemas de Gestión Energética, para los que puede llegar a cubrir hasta el 75%.
Para las actuaciones de energía solar, la cuantía recibida sería del 25% al 60%; del 20% al 45% para instalaciones de biogas y biomasa; y entre 250 y 600 €/kW Pter bomba para instalaciones de geotermia.

Solicitud de las ayudas
Las ayudas ya pueden solicitarse de forma telemática mediante las aplicaciones electrónicas “SUBAESICYL” o “SUBAESECYL”. El límite de solicitud es hasta el 30 de noviembre para las ayudas de energías renovables y el 4 de diciembre de 2018 para la línea de eficiencia energética.
Puedes descargarte aquí el extracto de la convocatoria eficiencia energética y, el extracto de la convocatoria de energías renovables, aquí.

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Uncategorized | Tuesday 30 October, 2018

Lo que sabemos del próximo plan de ayudas al coche eléctrico y puntos de carga

Los planes anteriores, Plan Movea, impulsado en octubre de 2017 por el Ministerio de Economía, Industria y Competitividad en el que se dotaban con 14,26 millones de euros para la compra de vehículos alternativos y el Plan Movalt, aprobado en noviembre de 2017 por el entonces Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, que se centró especialmente en el impulso del coche eléctrico en España, se acabaron en 24 horas.

Este último plan distribuyó 50 millones de euros en 3 líneas de ayudas: 20 millones para la compra del coche eléctrico, 15 millones para la instalación de puntos de recarga y otros 15 millones para una tercera línea de apoyo a la I+D+i de la movilidad eléctrica.

Nuevos incentivos al coche eléctrico

En 2018, el Gobierno lleva meses preparando un plan con objeto de incentivar la compra de vehículos alternativos en España. Este nuevo plan se llamará Plan VEA (vehículos con energías alternativas) y estaba previsto que saliera en julio, sin embargo “la tardanza en la aprobación de los Presupuestos Generales del Estado de 2018 y el bajo grado de ejecución presupuestaria en el ámbito de la industria hasta junio han provocado este retraso”, según comunicaba en agosto el propio Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. realizando un trabajo conjunto por parte de los dos ministerios, Ministerio de Economía, Industria y Competitividad y Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, .

El presupuesto de 66,6 millones de euros fue aprobado en los Presupuestos Generales del Estado 2018.
El alcance de este plan incluía inicialmente ayudas para:

– VEA Vehículos: 50 millones, gestionados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), para adquisición de coche eléctrico y vehículos con combustibles alternativos (GLP, GNC)
– VEA Infraestructuras: 16,6 millones, gestionados por el Ministerio de Industria, para creación de la infraestructura para la recarga de los coches eléctricos

Desde el IDAE, se está terminando de elaborar la orden de las bases reguladoras y se ha comunicado que se lanzará a comienzos de 2019 y que la totalidad presupuestaria- los 66,6 millones de euros- se ha unificado por petición de la Asociación para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico (AEDIVE), y será distribuida a través de las comunidades autónomas, con cierta flexibilidad a la hora de repartir la ayuda entre las distintas tecnologías disponibles.

El nuevo plan VEA estará formado por cuatro líneas diferentes:
– Adquisición de vehículos alternativos, dando mayor peso al coche eléctrico e híbrido
– Instalación de puntos de recarga de coche eléctrico
– Fomento de servicios de bicicleta compartida
– Promoción de la movilidad sostenible en la empresa

Ventas del coche eléctrico

Gracias a estos planes de impulso al vehículo eléctrico ya es posible ver avances en el mercado del coche eléctrico en España. Las matriculaciones de coche eléctrico hasta septiembre superan las ventas de todo el año 2017.
De hecho, en septiembre se han matriculado 1.589 vehículos eléctricos puros (BEV) y 368 híbridos enchufables (PHEV), por lo que en lo que llevamos de año sumarían un total de 10.248 eléctricos puros y 3.942 híbridos, según mantiene AEDIVE, lo que supone un crecimiento del  75% y un 87% respectivamente, con respecto a septiembre de 2017.

Uncategorized | Monday 22 October, 2018

Ayudas para instalación de puntos de recarga para coches eléctricos en comunidades de propietarios madrileñas

La Comunidad de Madrid destina 1.500.000 euros en ayudas para la instalación de puntos de recarga para coches eléctricos, en las modalidades de recarga convencional, semi rápida, rápida y ultra rápida. Las comunidades de propietarios pueden ser beneficiarias de estas ayudas. Esta ayuda está abierta también a particulares, empresas y entidades públicas o locales. Como se concederán por orden de solicitud y hasta que se agoten los fondos, recomendamos a las comunidades interesadas que vayan preparando ya la documentación y celebrando las reuniones  para obtener el acuerdo de propietarios que requiere la convocatoria.

Objeto y cuantía de la ayuda
Estas ayudas cubrirían el 50% de la inversión para:
– la instalación del punto de carga para vehículos eléctricos
– la preinstalación eléctrica para la recarga que incluya una conducción principal por zonas comunitarias en el caso de aparcamientos o establecimientos colectivos, de modo que se posibilite la realización de derivaciones hasta los puntos de recarga situados en las plazas de aparcamiento.
Se establece un límite máximo de 50.000 euros por proyecto y 100.000 euros por beneficiario.

Plazos
El plazo de solicitud comenzó el 22 de octubre y finaliza el 13 de noviembre de 2018.

Las solicitudes se tramitarán y resolverán por su orden de presentación hasta el agotamiento de los fondos, y el pago se realizará una vez justificada la realización de la inversión.

Documentación para solicitar las ayudas
La solicitud de esta ayuda deberá ir acompañada, del acta en la que conste el acuerdo de la comunidad para realizar la instalación adoptado con el quórum legalmente requerido, entre otra documentación.

Fuente: Comunidad de Madrid.

Uncategorized | Thursday 18 October, 2018

[Última hora] Nueva normativa de autoconsumo fotovoltaico

El Congreso de los Diputados ha refrendado hace apenas unas horas el Real Decreto-Ley de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores que deroga el impuesto que hasta ahora se ha aplicado a los autoconsumidores por la energía generada y consumida en su propia instalación.

A continuación, hacemos un resumen de las medidas más relevantes de la ley:
– Se reconoce el derecho a autoconsumir energía eléctrica sin peajes ni cargos.
– Se establecen y definen los términos autoconsumo con excedentes y autoconsumo sin excedentes.
– Se reconoce el derecho al autoconsumo compartido para instalaciones próximas.
– Quedan exentas de inscribirse las instalaciones de menos de 100 kW en el PRETOR (registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica).
– Se crea el registro administrativo de autoconsumo de energía eléctrica para el seguimiento de la actividad económica y para verificar el cumplimiento de los objetivos de energía europeos. Será una plataforma telemática, a título declarativo y de acceso gratuito.
– No tendrán que pedir permiso de acceso a la red y conexión para generación las instalaciones de autoconsumo sin excedentes -siempre y cuando el consumidor asociado ya tenga permiso de acceso y conexión para consumo- o para instalaciones de potencia menor de 15 KW en suelo urbanizado que no estén dadas de alta en el correspondiente registro de instalaciones de producción.

Fuente: UNEF

Post | Wednesday 17 October, 2018

¿Qué tareas de gestión energética implica hacer uso de un sistema de monitorización?

La gestión energética, a través de un sistema de monitorización, nos permite optimizar los procesos que impliquen consumos energéticos en nuestras instalaciones. Un sistema de monitorización permite llevar a cabo varias tareas de gestión energética que desglosamos en este post.

Acciones de la gestión energética facilitadas por un sistema de monitorización

Las principales tareas de gestión energética que implica hacer uso de un sistema de monitorización son las siguientes:
1. Identificar nuestros usos y consumos energéticos, así como las variables que tienen un impacto significativo sobre el desempeño energético de nuestras instalaciones.
2. Definir unas alarmas, que nos permita conocer cuando un dato se desvía de nuestros límites como, por ejemplo, cuando existe un exceso de potencia o una penalización económica por reactiva.
3. Analizar los consumos energéticos, de manera que estos análisis nos permitan buscar mejoras de eficiencia energética en nuestros procesos.
4. Definir líneas de base de la energía, que nos permitan determinar la mejora del desempeño energético de nuestras instalaciones a través de un consumo esperado de referencia.
5. Identificar oportunidades de ahorro energético, para su posterior seguimiento y análisis en el sistema cuando se implantan medidas de ahorro energético.
6. Evaluar la eficiencia energética, a través del análisis de las desviaciones entre el consumo real y esperado y de los rendimientos de los KPIs (Key Performance Indicator).
7. Realizar un seguimiento periódico de los consumos reales y esperados, los KPIs, las alarmas y los ahorros energéticos conseguidos tras la implantación de medidas de ahorro energético.

Como podemos observar, las tareas de la gestión energética a través de un sistema de monitorización no sólo se limitan a obtener el dato y representarlo gráficamente. Para mejorar el comportamiento energético de nuestras instalaciones debemos profundizar más en la gestión de la energía de las mismas.

Importancia del gestor energético
Para llevar a cabo dichas tareas, debe haber una persona responsable del control y seguimiento de dichos procesos. Esta labor queda en manos del gestor energético.

La figura del gestor energético nace de la premisa de que, para poder ahorrar energía, hay que comenzar por identificar: qué consumimos, cómo consumimos, cuánto consumimos, dónde consumimos, quiénes son los principales consumidores…No obstante, no sólo sirve con conocer el dato.

Para gestionar la energía, un sistema de monitorización es una herramienta muy útil, ya que nos facilita el análisis de todas estas tareas. Mediante un sistema de monitorización, el gestor energético dispone de la demanda energética de sus suministros y de los parámetros energéticos establecidos en todo momento.


Si quieres conocer más sobre la experiencia de Creara en la telegestión en empresas multipunto puedes ver este vídeo.


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Post | Tuesday 16 October, 2018

Las 3 barreras que rompe el RD Ley 15/18 para impulsar el autoconsumo solar fotovoltaico

Repasamos en este post las tres grandes mejoras del RD Ley 15/2018 en materia de autoconsumo solar fotovoltaico: elimina el “impuesto al sol”, reduce al mínimo los trámites administrativos y aumenta la capacidad de autoconsumir.

Eliminando barreras al autoconsumo solar fotovoltaico

En los últimos años, las empresas del sector fotovoltaico en España hemos alzado la voz para protestar por una regulación que ponía puertas al campo del autoconsumo solar fotovoltaico.

El foco mediático ha estado siempre en el famoso “impuesto al sol”, los peajes impuestos a la generación fotovoltaica destinada a autoconsumir. Realmente, dichos peajes no afectaban a instalaciones domésticas y, desde el punto de vista financiero su efecto era limitado: simplemente retrasaba en unos meses la amortización de la instalación solar. Había otros dos grandes problemas, desde mi punto de vista, mucho mayores para un desarrollo masivo del autoconsumo solar: los trámites para poder “legalizar” una instalación solar y las limitaciones al tamaño o la multipropiedad de la instalación.

Se trataba de tres puertas al campo del autoconsumo que jibarizaban su potencial: el impuesto al sol lo hacía más caro, los trámites administrativos complicaban hasta el extremo su puesta en marcha, y las limitaciones impostadas de tamaño o titularidad minimizaban su impacto.

Repasemos cómo el RD Ley 15/18 supera dichas barreras:

1. Fin del impuesto al sol
La energía autoconsumida de fuentes renovables estará exenta de todo tipo de cargos y peajes. Además, se abre la posibilidad de compensar la energía renovable excedentaria con la deficitaria, esto es, un balance neto para instalaciones hasta 100 kW.

2. Simplificación administrativa y técnica
Esta simplificación facilitará enormemente las instalaciones, ya que para aquéllas sin excedentes hasta 100 kW de potencia, no tendremos que tramitar nada con la Distribuidora. Bastará con sacar la pertinente licencia de obras y presentar el boletín del instalador autorizado en Industria para su legalización. Otras simplificaciones a resaltar recogidas en el texto:

– No necesitan obtener permisos de acceso y conexión las instalaciones hasta 15 kW de potencia ubicadas en suelo urbanizado, aunque se trate de autoconsumo con excedentes.
– Se elimina la obligación de darse de alta en el Registro de Autoconsumo para instalaciones hasta 100 kW.
– Se elimina la obligación de colocar nuevos contadores

3. Eliminación de limitaciones al tamaño y la propiedad
La regulación anterior buscaba minimizar el porcentaje de autoconsumo que podía lograr un consumidor, fundamentalmente mediante dos trabas que ahora se superan:

– Autoconsumo compartido: Al permitirse el autoconsumo compartido, se pueden generar eficiencias de escala en grupos de consumidores, especialmente comunidades de vecinos, lo que redunda en mayores tasas de autoconsumo con menor inversión. – Límite de potencia contratada: La anterior regulación fijaba un tope para la potencia instalada de autoconsumo: la potencia contratada. Teniendo en cuenta que la eficiencia máxima de una instalación fotovoltaica es aproximadamente del 75% (y sólo se alcanza a mediodía en verano), con esta limitación perdíamos potencial de autogenerar un mayor porcentaje de la energía que consumimos.

La consecuencia de eliminar estas tres barreras es clara: hoy un consumidor puede cubrir un porcentaje mayor de su consumo con una instalación fotovoltaica, a un menor coste. Y todo, mucho más rápido. Bueno para su bolsillo, para el planeta, y para las empresas que nos dedicamos a esto, que así podremos crecer y generar más riqueza.


Si quieres conocer más sobre la rentabilidad de las plantas fotovoltaicas para autoconsumo puedes ver el vídeo del siguiente webinar:

Post | Tuesday 16 October, 2018

Tipos de recarga del coche eléctrico

La venta de vehículos eléctricos en España ha sufrido un crecimiento significativo en los últimos meses, tendencia que se espera que aumente a corto-medio plazo. Por ello, a la hora de comprar un coche eléctrico, es fundamental tener en cuenta uno de sus puntos críticos: la carga.

Actualmente se consideran tres tipos de recarga del coche eléctrico, diferenciadas entre sí por:

  • La potencia e intensidad demandada y, por consiguiente, el tiempo de recarga que proporcionan.
  • La cantidad de información que intercambia con el vehículo.
  • El conector físico que utilice el vehículo.

A continuación, se muestran los cinco tipos de carga en función de los tres aspectos comentados (el cálculo del tiempo de carga se realiza en base a la capacidad media del coche eléctrico más habitual en el mercado, 30 kWh):

Cinco tipos de carga del coche eléctrico

Carga lenta o doméstica

La aplicación general de este tipo de carga es en el ámbito doméstico, por lo que generalmente se utiliza una toma SAVE (Sistema de Alimentación del Vehículo Eléctrico) que permite cargar el coche eléctrico en monofásica a 230V y con una intensidad de 16A. En este caso, la potencia demandada por el vehículo es de 3,7 kW, por lo que el tiempo de carga del vehículo es de 8 horas. Este modo de carga equivale al tipo de carga 3.

En caso de no utilizar una toma SAVE, es posible cargar el vehículo a través de una toma Schuko. Dado que la carga lenta tiene una duración media de 8 horas, cargar el vehículo en una vivienda mediante una toma que no sea dedicada para el vehículo eléctrico, puede causar sobrecalentamientos del circuito. Para ello, los fabricantes suministran un cable con el que conectarse a la toma Schuko que incorpora una caja de control con las protecciones necesarias que limitan la intensidad a 10 A. En este caso, como la intensidad del circuito es menor, el tiempo de carga del vehículo es algo mayor. Este modo de carga equivale al tipo de carga 2.

La carga lenta se realiza siempre con corriente alterna, y suele utilizarse en el ámbito doméstico, en zonas de trabajo y lugares donde vayas a permanecer durante un periodo de tiempo elevado.

Carga semi rápida

Este tipo de carga utiliza una toma SAVE y puede trabajar con corriente alterna tanto monofásica como trifásica. En el caso de corriente monofásica a 230V y 32A, la potencia demandada por el vehículo es de 7,4 kW, por lo que el tiempo necesario para cargar el vehículo completamente sería de unas 4 horas. Este tipo permite realizar una carga de forma más rápida que con la carga lenta sin necesidad de una instalación trifásica.

En cuanto a la carga semi-rápida con corriente trifásica, las intensidades habituales son de 16 A a 400 V (demandando una potencia de 11 kW) y de 32 A a 400 V (con una potencia demandada por el vehículo de 22 kW). En el caso de los 16 A, el tiempo de carga sería de aproximadamente 3 horas. Si la corriente utilizada es de 32 A, el tiempo de carga se reduciría a menos de una hora y media. Aunque los tiempos de carga son menores utilizando corriente trifásica en lugar de monofásica, la inversión asociada a la instalación es mayor.

En la carga semi-rápida, el grado de comunicación con la red es elevado. Además, dispone de un sistema de alimentación específico para el vehículo que integra el CP (control pilot) y el PP (proximity plug) para verificar la correcta conexión del vehículo al punto de carga.

Este modo de carga equivale al tipo de carga 3 y se utiliza generalmente en supermercados, oficinas, empresas de flotas de vehículo o que utilizan vehículos de empresa para su desplazamiento, parkings, centros comerciales…

Carga rápida

Este tipo de carga utiliza corriente continua y debe disponer de un conector ChaDeMo o CSS Combo. En la carga rápida es posible trabajar con corriente hasta 400 A. Por lo general, la carga rápida demanda 50 kW, permitiendo una carga en algo más de  media hora.

Carga super rápida

Este tipo de carga demanda el doble de potencia que la carga rápida, lo que supone una importante reducción de tiempo de carga. En la actualidad lo utilizan vehículos como los Tesla.

Carga ultra rápida

Más que una realidad, este tipo de carga se encuentra aún en fase experimental. Este tipo de carga está pensada para coches eléctricos con acumuladores del tipo supercondensadores, como puede ser el caso de algunos autobuses eléctricos. La potencia de carga se eleva hasta 130-150 kW.

Por último, es clave destacar la importancia del OCPP (Open Charge Point Protocol). El OCPP es un protocolo que permite adaptar cualquier software a las características específicas de un punto de carga. El hecho de que todas las estaciones se comuniquen mediante este protocolo permite que los diferentes proveedores de softwares desarrollen su plataforma con este lenguaje. Permite que cualquier estación de carga de coche eléctrico y los sistemas centrales de gestión de distintos proveedores se comuniquen entre ellos.


Si quieres saber más sobre los tipos y velocidades de recarga y las variables a tener en cuenta, puedes registarte al webinar gratuito del día 28 de noviembre, aquí.

Post | Monday 8 October, 2018

¿Qué necesita un sistema de climatización para su gestión centralizada?

Bajo nuestra experiencia, no siempre es necesario recurrir a la telemedida para el control y monitorización de los consumos energéticos a distancia. Por ejemplo, en empresas multipunto – aquellas cuyo consumo energético total está repartido en múltiples localizaciones-, hay ocasiones en las que es más efectivo implementar directamente medidas de control centralizado de sus instalaciones. En estos casos, la telegestión o control centralizado permite controlar y gestionar instalaciones a distancia en tiempo real, a partir de sensores y actuadores. Aplicada a los sistemas de climatización, la telegestión ofrece muchas ventajas, sobre todo en el caso de instalaciones centralizadas. ¿Qué elementos son clave para hacer posible la gestión centralizada en estos casos?

Controlador: el cerebro de la telegestión

La pieza fundamental de cualquier sistema de control centralizado es el controlador, que funciona como “cerebro” de la telegestión. Este controlador se instala en el cuadro general del establecimiento y conectará eléctricamente los circuitos eléctricos que controlan el encendido/apagado de la iluminación, equipos ofimáticos, vending, etc. Todas estas funciones podrán gestionarse, a través del controlador, de manera remota una vez establecida la conexión.

Gestión centralizada de los sistemas de climatización en empresas multipunto

Para actuar sobre los distintos parámetros de los que depende el funcionamiento de la climatización (modo frío/calor, horarios de funcionamiento, consignas de temperatura, etc.) habrá que comunicar los equipos de producción con el controlador. Para ello hay que recurrir a una pasarela de comunicación que “traduzca” el lenguaje de los equipos de climatización a uno que entienda el controlador (M-Bus, Modbus, BACNet, LonWorks, etc).

Cada fabricante de climatización utiliza un “lenguaje” diferente, por lo que será necesario estudiar en cada caso particular la manera correcta de comunicar controlador y equipo de producción.

Por norma general, este tipo de control encaja si la instalación de los sistemas de climatización es centralizada (enfriadoras, VRF, etc.), mientras que en instalaciones atomizadas (equipos autónomos, splits, etc.) resulta mucho más complicado.

Si quieres conocer más sobre la experiencia de Creara en la telegestión en empresas multipunto puedes ver este vídeo.

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Uncategorized | Monday 8 October, 2018

Se elimina la figura del gestor de cargas de coche eléctrico

El nuevo Decreto de Medidas Urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores, aprobado el viernes 5 de octubre por el Consejo de Ministros, aunque aún pendiente de convalidarse en el Congreso de los Diputados, incluye en su capítulo dedicado a la movilidad sostenible, la liberalización de la figura del gestor de cargas.  Ya el plan MOVALT en 2017 (Plan de Apoyo a la Movilidad Alternativa), además de la dotación económica destinada a la adquisición de vehículos de propulsión con energías alternativas y para la instalación de infraestructuras de carga para coche eléctrico, abordaba la flexibilización de la figura del gestor de cargas.

La figura del gestor de cargas, hasta este momento venía regulada por el Real Decreto 647/2011. Esta figura se ha demostrado que era muy rígida y exigente, lo que estaba desincentivando la actividad. Sin embargo, con objeto de simplificar y hacer más accesible la recarga y fomentar el despliegue de puntos de recarga en hoteles, aparcamientos y centros comerciales; el Ministerio de Transición Energética ha conseguido finalmente eliminar las trabas legales para permitir generalizar el uso del coche eléctrico.

Eliminación de la figura del gestor de cargas de coche eléctrico

Una de las mayores dificultades para la instalación de infraestructuras de recarga de coche eléctrico para las empresas de los sectores servicios y hotelero, es la necesidad de que sus estatutos tengan que recoger como objeto social la realización de la actividad de gestor de cargas. Con esta modificación, esta barrera queda eliminada. De esta forma, cualquier empresa (hoteles, aparcamientos, centros comerciales, aparcamientos de empresas, etc.) o autónomo puede instalar puntos de recarga en sus instalaciones y ofrecer este servicio, aunque en todo caso deberá cumplir con la normativa de seguridad industrial correspondiente

En el nuevo Real Decreto-Ley aparecen también estos puntos:
– El servicio de recarga tiene como principal objetivo la entrega de energía, ya sea de forma gratuita o cobrada. Y se deberá hacer con las condiciones más económica y eficiente para el usuario y para el sistema eléctrico.
– Cualquier consumidor puede ejercer dicho servicio debiendo cumplir unos requisitos como es el registro de las instalaciones de recarga en un listado gestionado por cada comunidad autónoma y el envío de la información que se especifique desde el Ministerio.
– Se puede ejercer la prestación del servicio de recarga para una o varias ubicaciones directamente o a través de un tercero mediante acuerdos de interoperabilidad.

Con esta modificación, se simplifican además los trámites administrativos al eliminar las obligaciones de remisión anual de información a la Administración. Y, por otro lado, permite contratar estos servicios a una empresa especializada para llevar a cabo la gestión. Del mismo modo que ocurre con las estaciones de servicio para la adquisición de carburantes, se creará una red de gestores de carga del coche eléctrico, pública y georreferenciada, para que los usuarios dispongan de la información y puedan encontrarlos fácilmente.

Para saber más sobre el coche eléctrico y los puntos de carga pincha aquí.

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Uncategorized | Monday 1 October, 2018

Tres millones y medio de euros de ayudas para impulso del coche eléctrico en la Comunidad de Madrid

Con el Plan de ayudas “Emite Cero”, la Comunidad de Madrid destinará 3,5 millones de euros para el fomento del coches no contaminantes y el desarrollo de la infraestructura de recarga para coche eléctrico.

El parque de vehículos de la región madrileña tiene una penetración de coche eléctrico e híbrido aún bastante reducida, de tan solo el 2%, por lo que es necesario avanzar hacia una movilidad sostenible con la “implantación de vehículos cada vez con menos emisiones”, según afirma el consejero de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio Carlos Izquierdo. El objeto de este plan es la mejora de la calidad del aire y la lucha contra el Cambio Climático, tal y como se ha planteado como uno de los retos recogidos en la Agenda 2030 de Desarrollo Sostenible y con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) acordados con la ONU.

Esta preocupación por la calidad del aire hace que las ciudades con mayores problemas de contaminación estén tomando medidas al respecto, como el nuevo “Protocolo de actuación para episodios de contaminación por dióxido de nitrógeno “, que entrará en vigor el 8 de octubre en la ciudad de Madrid.

Fomento al coche eléctrico

A la espera de que entre en vigor, el plan de movilidad urbana sostenible, destinará dos millones de euros a la adquisición de  coche eléctrico y otros vehículos con etiquetas ecológicas “Cero” y “ECO”. El otro millón y medio restante se empleará en la instalación de puntos de recarga de coche eléctrico, tanto en edificios públicos y privados, así como en comunidades de propietarios.

Las ayudas al punto de carga de este plan de “Emite Cero” pueden solicitarse desde el 22 de octubre y aún falta por salir las de adquisición de vehículos. Además, la Comunidad de Madrid también tiene abiertas otras dos líneas de ayudas a la compra de coche eléctrico para vehículos comerciales y taxis, que pueden alcanzar los 10.000 euros por vehículo. Si quieres ver más sobre estas ayudas, haz clic aquí.

Mientras terminan de salir las ayudas estatales del Plan VEA, habrá que estar atentos a las ayudas autonómicas y locales.

Post | Monday 1 October, 2018

5 pasos necesarios para el despliegue del coche eléctrico en la empresa

La apuesta por la movilidad eléctrica responde a una tendencia dentro del objetivo global de reducción de emisiones para 2020. En España, el sector transporte es responsable de un 27% de estas emisiones, lo que supone una proporción importante de la huella de carbono de cualquier actividad económico-productiva. Para reducir las emisiones relacionadas con la logística y la movilidad, las empresas pueden definir un plan de electrificación de su flota de vehículos.

La integración exitosa del vehículo eléctrico pasa, necesariamente, por una planificación holística en la que se involucre a toda la organización. Al afectar a muchos de los departamentos de la organización (financiero, administrativo, dirección estratégica, recursos humanos, energía, marketing, RSC, medio ambiente, etc. ) requiere de cierta coordinación y consenso interno.

El desarrollo de un plan de movilidad que integre los vehículos eléctricos y los correspondientes puntos de recarga, ya sea para las actividades de la empresa o para ampliar su gama de servicios a terceros, precisa una aproximación global, preferiblemente bajo asesoramiento técnico, estratégico y financiero especializado.

Un plan de integración de movilidad eléctrica que recoja la estrategia de movilidad eléctrica de forma integral debería definir estos cinco puntos:

1. Definición del alcance y objetivos
En esta fase se definen prioridades y objetivos medibles (sociales, económicos, ambientales) para la implantación del vehículo eléctrico en la empresa. Estos objetivos deben estar alineados con los objetivos globales de GEI y RSC de la compañía.

2. Diagnóstico previo
En análisis previo del “status quo” de la movilidad en la empresa se hace imprescindible. Para ello, habrá que recoger información acerca de la flota actual (número de vehículos, tipo, vehículos en propiedad o financiados…), la demanda de sus desplazamientos diarios (horario de funcionamiento, tiempo aparcado), así como la cantidad de plazas de aparcamiento disponibles y su rotación, entre otras variables.
Hacer una auditoría energética de la flota será muy interesante para conocer dónde se realizan los mayores consumos energéticos y dónde se podrán conseguir los mayores ahorros. A partir de la relación entre KPIs y consumos energéticos históricos, se obtendrá una función que permita determinar las emisiones de GEI futuras y fijar objetivos.
Como resultado de este diagnóstico previo se buscará la optimización de las rutas, los vehículos y el tipo de combustible.

3. Diseño estructura
Hacer una adecuada elección de los vehículos eléctricos (100% eléctricos -BEV- o híbridos enchufables -PHEV-), así como la infraestructura de recarga es el primer paso. El diseño del proyecto deberá abarcar tanto el número de vehículos como la previsión de la potencia y el tipo de recarga (por ejemplo, si va a ser simultánea), así como los elementos de protección, medida y comunicación más adecuados y el equipo de software para llevar a cabo su gestión.

4. Planificación acciones
La definición del plan de implementación conlleva la definición de los siguientes puntos:
– Definición de roles y actores que van a liderar el proyecto.
– Áreas/ personas involucradas y papel a desempeñar.
– Financiación. La compra de nueva flota y el despliegue de la infraestructura de recarga requieren haber definido previamente un plan de financiación y un planteamiento del modelo de negocio por el que se se va a apostar: operación e inversión propia, inversión externa y operación propia, inversión propia y operación externa, concesión de operación e inversión…
– Identificación de ayudas (subvenciones a la inversión a nivel nacional, autonómico y local).
– Plazos de ejecución.

5. Seguimiento y comunicación
La supervisión de la obra y proveedores es una labor que requiere conocimientos muy específicos y es esencial para lograr el éxito del plan. Además, una gestión eficiente de la flota es fundamental para optimizar la eficiencia y rentabilidad de la misma.
En esta fase adquiere importancia la función del software de control y seguimiento que acompaña y la respalda la actividad de la infraestructura de recarga. Éste permite conocer el estado, la localización y la carga de cada vehículo, lo que permitirá anticiparse a posibles anomalías y resolver posibles averías de forma más ágil.
Por último, la comunicación interna y externa queda en manos de los departamentos de Recursos Humanos y Comunicación o RSC. No hay que pasar por alto que, además de ofrecer beneficios ambientales y económicos, un plan de movilidad eléctrica es una oportunidad de branding y de posicionamiento y liderazgo para la organización, por lo que tiene sentido hacerse eco de los logros alcanzados.

Si quieres saber más sobre los pasos a dar en un plan de despliegue de coche eléctrico en la empresa, puedes ver el siguiente vídeo:

Uncategorized | Friday 28 September, 2018

Renovables y coche eléctrico para la primera Ley de Cambio Climático en Baleares

El Gobierno Balear aprueba la que será primera Ley de Cambio Climático y Transición Energética en las Islas Baleares. Esta ley lucha contra el Cambio Climático y marca una hoja de ruta para conseguir objetivo 100% renovable para 2050. Para ello, la norma balear pasa por un objetivo intermedio de un 35% para 2030 y una reducción del consumo energético en un 23% y del 40% de emisiones de CO2.

Las medidas planteadas para conseguir estos objetivos se basan en cuatro pilares:

– energías renovables
– eliminar centrales contaminantes
– movilidad sostenible
– eficiencia energética

Energías renovables
Concretamente, los aparcamientos existentes de más de 1.500 m2 y los nuevos mayores a 1000 m2, así como edificios con más de 1.000 m2, nuevos o los que se haga cambio de uso o reforma integral, estarán obligados a instalar energía solar fotovoltaica.
Cierre centrales contaminantes
A partir de 2020, se deberán ir cerrando las centrales térmicas contaminantes. La central de Es Murterar (Mallorca) tiene previsto su cierre para 2020 y las de Mahón, Ibiza y Formentera para 2025.
Movilidad sostenible
Para reducir las emisiones del tráfico, se instalarán de aquí a 2025 un total de 1.000 puntos de recarga de coches eléctricos  y se prohibirá la matriculación de nuevos vehículos diésel en las islas. Esta prohibición se extenderá a todos los vehículos de combustión para 2035.
De hecho, las empresas de alquiler de vehículos deberán ir sustituyendo progresivamente sus flotas por vehículos eléctricos, que deberá llegar a ser 100% eléctrica para 2035.
Los barcos también deberán ser propulsados con energías renovables. Se ha declarado el mar Balear zona ECA (zona de control de emisiones).
Eficiencia energética
Se deberá mejorar la eficiencia energética tanto en el alumbrado público, que deberá ser 100% eficiente para 2025 y, además, las grandes y medianas empresas deberán calcular y registrar su huella de carbono antes de 2020 y ejecutar planes de reducción de gases de efecto invernadero con objetivos vinculantes antes de 2025.
Para ejecutar todas estas medidas el Instituto Balear de la Energía contará con un millón de euros de presupuesto para el primer año.
Las empresas y particulares podrán ir adaptándose a este nuevo modelo descarbonizado con las ayudas y subvenciones que van saliendo.

Post | Tuesday 25 September, 2018

Precio y cantidad: dos variables clave para hacer frente al precio de la electricidad

La tendencia alcista del precio de la electricidad obliga a las empresas a revisar sus consumos energéticos. Independientemente de las medidas que el gobierno ponga en marcha dentro de su plan de choque hacia la transición energética, ¿cómo pueden las empresas protegerse frente a estos precios tan elevados en el mercado eléctrico?

El gasto energético de una organización puede abordarse desde dos variables: el precio o la cantidad de la energía.

La Cantidad – Consumir menos energía

Puede sonar evidente, pero el primer paso para rebajar la factura energética es reducir el consumo. Y esto se logra a través de medidas de ahorro y eficiencia energética. La herramienta para detectar qué actividades productivas generan mayores consumos y cuáles presentan mayor potencial de ahorro es la auditoría energética. Las medidas recogidas en un informe de auditoría son evaluadas por la empresa, que decide si poner en marcha todas ellas o solo aquellas que tienen un retorno de la inversión más corto.
Una de las medidas propuestas puede ser la instalación de tecnología de aprovechamiento de energías renovables. Si consumir la energía eléctrica del mercado es caro, ¿por qué no producir la energía que necesites mediante autoconsumo fotovoltaico?

En un panorama de precios elevados de la energía, subvenciones al autoconsumo y tecnología madura, a un coste competitivo, tiene sentido apostar por una instalación solar fotovoltaica para autoconsumo. Ya lo comentábamos en este vídeo y ahora nos reafirmamos: sí, es un buen momento para invertir en fotovoltaica.

El factor precio – Comprar más barato

De la mano de un buen asesor en compra de energía, una empresa también puede lograr ahorros interesantes. En este capítulo, es casi obligado hablar de los PPA (Power Purchase Agreement) o contratos de compra-venta de energía entre generadores y compradores. Este tipo de acuerdos suelen firmarse por un periodo de tiempo largo, de modo que se asegure un precio de venta estable a diez o más años. En España, la duración de estos contratos suele ser menor.

La conveniencia o no de firmar un PPA debe ser evaluada por una empresa especializada, pues implica el desarrollo de tareas con las que no todas las organizaciones están familiarizadas: selección del tipo de contrato más conveniente, estructuración y negociación de la parte técnica y económica del contrato, gestión de las garantías de origen, etc.

En el siguiente webinar analizamos el estado del mercado actual de la fotovoltaica para autoconsumo y las previsiones de futuro en el corto y medio plazo.