colaboraciones con empresas

• Evaluación de la flexibilidad de centrales de almacenamiento por bombeo. Cliente: NATURGY GENERACIÓN S.L.U. Fecha de inicio: 06/05/2024. Duración: 7 meses. Presupuesto: 15.000 €.
• Herramienta informática para el análisis de viabilidad de proyectos de instalaciones de baterías Li-ion en el sistema eléctrico español. Cliente: ENERFIN SOCIEDAD DE ENERGÍA S.L.U. Fecha de inicio: 22/01/2024. Duración: 3 meses. Presupuesto: 23.900 €.
• Análisis de la participación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en los servicios de regulación de frecuencia de los sistemas eléctricos operados por PJM, NYISO y ERCOT. Cliente: ALTERNATIVE GREEN ENGINEERING SXXI. Fecha de inicio: 28/04/2023. Duración: 3 meses. Presupuesto: 8.100 €.
• Dimensionamiento óptimo de sistemas de almacenamiento para su integración en instalaciones de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. Cliente: CUERVA ENERGÍA. Fecha de inicio: 23/02/2023. Duración: 9 meses. Presupuesto: 5.600 €.
• Development of an executable tool to calculate the energy yield of a hydropower plant after the upgrade to variable speed. Cliente: ENDESA GENERACIÓN. Fecha de inicio: 20/10/2021. Duración: 14 meses. Presupuesto: 87.000 €.
• Aumento flexibilidad hidroeléctricas. Cliente: ENDESA GENERACIÓN. Fecha de inicio: 20/07/2021. Duración: 12 meses. Presupuesto: 59.000 €.
• Herramienta de Visualización de Programas de Generación de Unidades de Programación del Sistema Eléctrico Español. Cliente: SERVICIOS DE EXPLOTACIÓN Y GESTIÓN HIDROELÉCTRICA S.L. Fecha de inicio: 12/07/2021. Duración: 9 meses. Presupuesto: 9.700 €.
• Propuesta de mecanismos retributivos para garantizar la rentabilidad de proyectos de almacenamiento de energía eléctrica en el sistema eléctrico español (segunda fase). Cliente: ENERGÍAS RENOVABLES DEL BIERZO. Fecha de inicio: 21/05/2021. Duración: 3 meses. Presupuesto: 3.700 €.
• Predicción de precios medios mensuales del mercado diario de energía eléctrica del sistema eléctrico español. Cliente: SERVICIOS DE EXPLOTACIÓN Y GESTIÓN HIDROELÉCTRICA S.L. Fecha de inicio: 01/03/2021. Duración: 9 meses. Presupuesto: 9.625 €.
• Optimization of the numerical dynamic model, optimized and combined with the electric grid, of a variable-speed pumped-hydro plant hybridized with batteries and flywheels. Cliente: RICERCA SUL SISTEMA ENERGETICO. Fecha de inicio: 24/06/2021. Duración: 6 meses. Presupuesto: 30.000 €.
• Propuesta de mecanismos retributivos para garantizar la rentabilidad de proyectos de almacenamiento de energía eléctrica en el sistema eléctrico español. Cliente: ENERGÍAS RENOVABLES DEL BIERZO. Fecha de inicio: 22/06/2020. Duración: 3 meses. Presupuesto: 2.800 €.
• Theoretical study and dynamic modelling of a variable-speed pumped hydro power plant hybridized with batteries and flywheel. Cliente: RICERCA SUL SISTEMA ENERGETICO. Fecha de inicio: 01/04/2020. Duración: 9 meses. Presupuesto: 30.000 €.
• Simulation model for the dynamic response analysis of Mpatamanga hydropower plant during frequency control maneuvers. Cliente: SN POWER. Fecha de inicio: 30/03/2020. Duración: 2 meses. Presupuesto: 15.300 €.
• Asesoría en la solicitud de inclusión del proyecto de la central hidroeléctrica reversible del río Cúa en la 4ª lista de Proyectos de Interés Común de la Comisión Europea. Cliente: ENERGÍAS RENOVABLES DEL BIERZO. Fecha de inicio: 10/04/2019. Duración: 10 meses. Presupuesto: 3.100 €.
• Valoración de la documentación técnica presentada para la solicitud de la concesión de agua 2017SCA000262GR, Aprovechamiento hidroeléctrico en central hidráulica de carácter reversible en el río Guadalfeo. Cliente: Villar Mir Energía S.L. Fecha de inicio: 6/11/2017. Duración: 1 año. Presupuesto: 8.500 €
• Valoración de las actuaciones realizadas en los Canales de Arias y Ariéstolas y en el Túnel de Arias pertenecientes a las Centrales de Arias I, Arias II y de Ariéstolas. Fecha de inicio: 3/07/2017. Cliente: Offshore Wind Energy S.L.U. Duración: 5 meses. Presupuesto: 10.510€
• Estimación de los ingresos de la central reversible Béznar-Rules en los mercados de energía y servicios de ajuste del sistema eléctrico español. Cliente: SERVICIOS DE EXPLOTACIÓN Y GESTIÓN HIDROELÉCTRICA S.L. Fecha de inicio: 15/06/2017. Duración: 1 mes. Presupuesto: 1.500 €.
• Modelo de programación de la generación de una unidad hidroeléctrica. COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS Y LA COMPETENCIA. Fecha de inicio: 12/09/2016. Duración: 10 meses. Presupuesto: 60.000 €.
• Análisis de los ingresos de las centrales hidroeléctricas reversibles de Aguayo, Tajo de la Encantada e IP, en los mercados de energía y servicios de ajuste del sistemas eléctrico español. Cliente: ENERGÍAS RENOVABLES DEL BIERZO. Fecha de inicio: 29/07/2016. Duración: 3 meses. Presupuesto: 7.500 €.
• Análisis de la regulación de los mercados de energía y regulación frecuencia-potencia en el Northwest Electricity Market. Cliente: AGAZOS. Fecha de inicio: 03/11/2015. Duración: 2 meses. Presupuesto: 2.610 €.
• Análisis hidráulico dentro del estudio de configuración de la central Chira-Soria. Cliente: IDOM. Fecha de inicio: 01/06/2015. Duración: 4 meses. Presupuesto: 6.750 €.
• Purifying pumped-hydro energy storage 1st stage P-PHES Navaleo. Cliente: AGAZOS. Fecha de inicio: 30/04/2015. Duración: 1 mes. Presupuesto: 3.200 €.
• Informe sobre programación a medio plazo de la generación hidroeléctrica en un mercado eléctrico liberalizado. Cliente: IBERDROLA. Fecha de inicio: 17/11/2014. Duración: 3 meses. Presupuesto: 3.500 €.
• Modelización hidrológica de la cuenca del río Molloco. Cliente: PARANGÓN CONSULTORES. Fecha de inicio: 10/03/2014. Duración: 2 meses. Presupuesto: 7.600 €.
• Estudio de la Respuesta Dinámica y del Control de la Central Fluyente de Ocaña II, Ecuador. Cliente: Gas Natural Fenosa. Fecha de inicio: 27/01/2014. Duración: 2 meses. Presupuesto: 7.000€
• Estimación de los ingresos de una central reversible en los mercados de energía y regulación secundaria del sistema eléctrico español. Cliente: ENERGÍAS RENOVABLES DEL BIERZO. Fecha de inicio: 11/12/2013. Duración: 5 meses. Presupuesto: 9.000 €.
• Explotación óptima y control de un sistema de embalses hidroeléctricos con requerimientos medioambientales. Cliente: SERVICIOS DE EXPLOTACIÓN Y GESTIÓN HIDROELÉCTRICA S.L. y CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL TAJO. Fecha de inicio: 01/01/2013. Duración: 12 meses. Presupuesto: 4.500 €.
• Actualización de la herramienta EXLA y desarrollo del módulo de curvas de valor del agua. Entidad financiadora: Endesa. Entidad participante: Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas de Madrid. Ene/2012-Sep/2012. Participantes: 2. Presupuesto: 56.400,00 €.
• Análisis de fallos de la operación de la central hidroeléctrica de Tambre II en maniobras de regulación frecuencia-potencia (fase I). Cliente: GAS NATURAL FENOSA. Fecha de inicio: 01/01/2012. Duración: 24 meses. Presupuesto: 16.900 €.
• Modelo de explotación óptima de sistemas hidroeléctricos. Aplicación a la generación hidroeléctrica con velocidad variable. Cliente: SERVICIOS DE EXPLOTACIÓN Y GESTIÓN HIDROELÉCTRICA S.L. Fecha de inicio: 01/10/2012. Duración 2 meses. Presupuesto: 5.641 €.
• Estudio de procedimientos de laminación óptima de avenidas en embalses de uso hidroeléctrico. Cliente: GAS NATURAL FENOSA ENGINEERING. Fecha de inicio: 01/01/2012. Duración: 12 meses. Presupuesto: 66.000 €.
• Estudio preliminar de alternativas para la regulación frecuencia-potencia en la central reversible de Los Silos. Cliente: PROINTEC y ENDESA. Fecha de inicio: 01/12/2011. Duración: 13 meses. Presupuesto: 29.500 €.
• Interés de la repotenciación de una central hidroeléctrica en el mercado eléctrico español. Cliente: SERVICIOS DE EXPLOTACIÓN Y GESTIÓN HIDROELÉCTRICA S.L. y CONFEDERACIÓN HIDROGRÁFICA DEL EBRO. Fecha de inicio: 01/11/2011. Duración 4 meses. Presupuesto: 3.500 €.
• Evaluación de la operación anual óptima de la central hidroeléctrica Belesar 1 + Belesar 2. Cliente: SOCOIN INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN. Fecha de inicio: 09/05/2011. Duración: 3 meses. Presupuesto: 5.800 €.
• Ampliación del modelo de corto plazo en EXLA con detalle de grupos hidráulicos y consolidación del modelo estocástico de medio plazo. Entidad financiadora: Endesa. Entidad participante: Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas de Madrid. Ene/2011-Dic/2011. Participantes: 2. Presupuesto: 119.260,00 €.
• Ampliación del modelo de optimización de corto plazo en EXLA para incluir el mercado de banda de regulación secundaria, el módulo de simulación y las particularidades de los subsistemas de Endesa. Entidad financiadora: Endesa. Entidad participante: Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas de Madrid. Jul/2010-Dic/2010. Participantes: 2. Presupuesto: 41.745,45 €.
• Adaptación del modelo de explotación de largo plazo de cuencas hidráulicas (EXLA) para realizar estudios de corto plazo e inclusión de las particularidades en el modelo estocástico”. Entidad financiadora: Endesa. Entidad participante: Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas de Madrid. Jul/2009-Jul/2010. Participantes: 2. Presupuesto: 114.780,02 €.
• Modelo de explotación óptima de un sistema de embalses hidroeléctricos acoplados para la demodulación de caudales. Cliente: SOCOIN INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN. Fecha de inicio: 27/01/2009. Duración: 4 meses. Presupuesto: 16.000 €.
• Estudio preliminar de la operación de una central hidroeléctrica reversible acoplada a una desaladora. Cliente: DESALADORAS AVF. Fecha de inicio: 01/10/2008. Duración: 3 meses.
• Estudio preliminar de la respuesta dinámica y la estabilidad de la operación de la central hidroeléctrica fluyente de Amaime en Colombia. Cliente: SOCOIN INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN. Fecha de inicio: 01/06/2008. Duración: 2 meses. Presupuesto: 4.000 €.
• Desarrollo de un modelo dinámico de un sistema hidráulico complejo. Aplicación a la explotación del campo de pozos del Guadarrama para su integración en el sistema de abastecimiento de agua a Madrid. Cliente: CANAL DE ISABEL II. Fecha de inicio: 01/12/2006. Duración: 18 meses. Presupuesto: 75.000 €.