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Según las estadísticas anuales de la eólica de WindEurope, Europa instaló 16,8 GW (15,7 GW en la UE) de capacidad bruta adicional de energía eólica en 2017, marcando un año récord en instalaciones anuales. Con una capacidad instalada neta total de 169 GW, la energía eólica sigue siendo la segunda forma más grande de capacidad de generación de energía en Europa, acercándose a las instalaciones de gas.

Las nuevas instalaciones de parques eólicos aumentaron un 20% en 2016 y superaron el récord anterior de 12,8 GW de 2015. La eólica terrestres creció en 12,5 GW y la eólica marina en 3,1 GW. 2017 fue un año récord para ambas, las instalaciones terrestres crecieron un 9% mientras que las instalaciones marinas crecieron un 101% en comparación con 2016.

Siete Estados miembros de la UE registraron un año récord en nuevas instalaciones de energía eólica: Alemania (6,6 GW), Reino Unido (4,3 GW), Francia (1,7 GW), Finlandia (577 MW), Bélgica (476 MW), Irlanda (426 MW) y Croacia (147 MW). Alemania instaló la mayor capacidad de energía eólica en 2017, con el 42% de las nuevas instalaciones totales de la UE y registró el mayor aumento anual, del 16% al 20%, de la energía eólica en su demanda de electricidad. Alemania sigue siendo el país de la UE con la mayor potencia instalada de energía eólica, seguida de España, Reino Unido y Francia. 16 países de la UE tienen instalado más de 1 GW de energía eólica. Nueve de ellos tienen más de 5 GW instalados. Dinamarca es el país con la mayor participación de la energía eólica en su demanda de electricidad con un 44%.

Que 2017 fuese un año récord refleja el hecho de que gran parte de los nuevos proyectos fueron acelerados para beneficiarse de las tarifas de inyección a red y otros viejos esquemas de apoyo mientras aún se aplicaban. Este fue especialmente el caso en Alemania con sus 5 GW de nueva eólica terrestres, y también es válido para Reino Unido y Francia.

La energía eólica instaló más que cualquier otra forma de generación de energía en Europa en 2017. La energía eólica representó el 55% de todas las nuevas instalaciones. La energía renovable en su conjunto representó casi todas las nuevas instalaciones eléctricas de la UE en 2017: 23,9 GW de un total de 28,3 GW. Las fuentes de energía convencionales como el fuelóleo y el carbón continúan desmantelando más capacidad de la que instalan. La capacidad de generación de gas que se desmanteló fue casi igual a la cantidad de capacidad puesta en marcha.

Las inversiones en energía eólica representaron el 52% de las nuevas inversiones en energía limpia en 2017, en comparación con el 86% en 2016. 2017 también fue un año récord para las nuevas inversiones en futuros parques eólicos. 11,5 GW de proyectos alcanzaron la decisión de inversión final: 9 GW en tierra y 2,5 GW en el mar. Pero el valor de estas inversiones, 22.300 M€ (14.800 M€ en tierra y 7.500 M€ en el mar) fue 19% menor que en 2016. Las reducciones de costes en la cadena de suministro de la industria eólica y el aumento de la competencia en las subastas, dieron a los inversores más capacidad por menos dinero.

Alemania fue el mayor inversor en 2017, generando una actividad de financiación total de 6.700 M€ para la construcción de nuevos parques eólicos en tierra y mar adentro. Esto representa el 30% de las inversiones totales de energía eólica realizadas en 2017. Reino Unido quedó en segundo lugar con 5.000 M€ o el 22% del total.

La potencia eólica total instalada en Europa asciende a 169 GW: 153 GW en tierra y 16 GW en alta mar. Alemania sigue siendo el país con mayor potencia eólica instalada (56 GW). Le siguen España (23 GW), Reino Unido (19 GW) y Francia (14 GW). Con una participación del 18%, la eólica sigue siendo la segunda forma más grande de capacidad de generación energética en Europa, acercándose al gas natural. La energía eólica generó 336 TWh en 2017, suficiente para cubrir el 11,6% de la demanda de electricidad de la UE. En Alemania, la eólica supuso un  20% de la potencia, un 44% en Dinamarca y un 24% en Irlanda y Portugal.

A pesar de las cifras sólidas, las perspectivas para la eólica a medio y largo plazo son inciertas. La transición a las subastas ha sido más complicada de lo esperado. Y es crucial que muchos gobiernos no tengan claridad sobre sus ambiciones para las energías renovables después de 2020. Los países deben comenzar a aclarar cuánta energía eólica que desean implementar en el futuro. Esto dará visibilidad a la industria, permitiéndo planificar anticipadamente y reducir costes, y permitirá que otros, como los operadores de sistemas de transmisión, planeen la construcción de la infraestructura necesaria,” dijo el CEO de WindEurope, Giles Dickson.

El informe Technology Radar 2018 “Renewable Energy”, lanzado por Lloyd’s Register (LR), analiza los considerables impactos de la energía renovable en los próximos cinco años y en adelante. Proporciona respuestas de expertos líderes de la industria sobre su optimismo, preocupaciones y perspectivas de inversión en el mix energético del futuro.

Si hubiera dudas de que las fuentes de energía renovable alguna vez podrán competir efectivamente con el petróleo, el gas natural y el carbón en la generación de energía, ¡los desarrollos de los últimos dos años deberían haberlas disipado! Pero, ¿qué se necesitará para que la energía renovable se convierta en la principal forma de energía consumida?

El estudio Technology Radar 2018 “Renewable Energy” de LR plantea la pregunta: ¿cuándo se convertirá la energía renovable en la fuente de energía dominante? Además, el estudio examina qué tecnologías pueden tener el mayor impacto en diferentes países, y cuáles son los factores clave y los inhibidores del éxito.

La investigación buscó los puntos de vista y las opiniones de líderes de todo el sector, realizando una encuesta a 800 profesionales y expertos de todo el mundo. La encuesta incluyó a expertos de organizaciones de toda la cadena de valor de las energías renovables, incluidas las compañías tradicionales de energía con activos o actividades en energía renovable.

Se solicitó a los encuestados que dieran su perspectiva sobre los desafíos que deben superarse para que las energías renovables sean la principal forma de energía consumida, la tasa de crecimiento en su país y para calificar una serie de tecnologías y desarrollos en términos de su impacto potencial, la cantidad de tiempo que demorarían estas tecnologías en salir al mercado, y la probabilidad de que se adopten una vez que lo hagan. A los encuestados también se les pidió que reflexionasen sobre el ritmo y el éxito de la innovación en su sector, y sobre lo que ven como los principales impulsores y bloqueadores después de 2018.

Los hallazgos clave incluyen:

  • Los encuestados esperan que la paridad de red solar se alcance primero en China (2022), seguida de España y Emiratos Árabes Unidos en 2024, y de Australia y EE.UU. en 2025. Para la energía eólica, se espera la paridad de red en Alemania y Reino Unido para 2024, en EE.UU. y Dinamarca en 2025, y en Suecia en 2033.
  • Aunque una minoría de encuestados (10%) cree que las energías renovables ya superaron a los combustibles fósiles en su país, o lo harán en los próximos dos años, el 58% cree que este hito no se alcanzará hasta después de 2025.
  • Los costes de desarrollo siguen siendo el principal argumento en contra de las energías renovables en sus paises. Sin embargo, el coste de construir capacidad solar para la generación a escala comercial se ha reducido a más de la mitad en los últimos diez años, lo que ha contribuido a impulsar la rápida expansión de la capacidad solar en todo el mundo desde 2014.
  • Más del 45% de los ejecutivos encuestados (incluido el 55% de los residentes en Europa) dicen que la resistencia a la eólica terrestre en sus países es demasiado fuerte para permitir un crecimiento significativo de esta fuente.
  • Un abrumador 71% está de acuerdo en que los avances tecnológicos harán más en los próximos cinco años para mejorar el argumento económico de las energías renovables que los cambios normativos o regulatorios. Se espera que la infraestructura de medición avanzada (AMI), los sistemas de gestión de respuesta a la demanda (DRM), los sensores en red y la precisión de los datos de supervisión de activos tengan un impacto beneficioso en el rendimiento operativo. Sin embargo, el 36% identifica la inconsistencia de políticas como un factor inhibidor.
  • El 37% de los encuestados indica el lento desarrollo de las tecnologías de almacenamiento como el factor más importante que inhibe el crecimiento de las energías renovables en el mix energético. Las empresas energéticas necesitan poder solicitar energía adicional a los productores de energía cuando sea necesario, ya sea para equilibrar la carga o para cubrir las sobretensiones. El hidrógeno verde proporciona una forma alternativa de almacenamiento a las baterías electroquímicas, ya que las pilas de combustible de hidrógeno pueden almacenar energía por mucho más tiempo.
  • El 42% de los encuestados está de acuerdo en que alcanzar la paridad de red no será suficiente para causar un aumento sostenido de la inversión en energías renovables. Los subsidios son fundamentales para apoyar el desarrollo en la mayoría de los mercados

Un nuevo informe político de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) y el World Resources Institute (WRI) ha puesto de manifiesto que aumentar la cuota de renovables, en particular de solar fotovoltaica y eólica, en el mix energético de India e implementar cambios en las tecnologías de refrigeración, obligatorios para las centrales térmicas, no solo reduciría la intensidad de las emisiones de carbono, sino que también reduciría sustancialmente la extracción y la intensidad del consumo de agua para generación de energía.

El infome, >Water Use in India’s Power Generation – Impact of Renewables and Improved Cooling Technologies to 2030, encuentra que dependiendo de las vías energéticas futuras (IRENA’s REmap 2030 y la Autoridad Central de Electricidad de India), una transformación del sector eléctrico (excluyendo la energía hidroeléctrica) impulsada por las energías solar fotovoltaica y eólica, junto con tecnologías de refrigeración mejoradas en centrales térmicas y otras plantas renovables, podría producir hasta un descenso del 84% en la intensidad de la extracción de agua para 2030, una menor intensidad de consumo anual de agua de un 25% y reducir la intensidad de emisiones de carbono en un 43%, en comparación con los niveles de 2014. El informe se basa en los hallazgos de otro informe, Parched Power: Water Demands, Risks, and Opportunities for India’s Power Sector, lanzado por WRI.

Más de cuatro quintos de la electricidad de India se generan a partir de centrales eléctricas de carbón, gas y plantas nucleares, que dependen significativamente del agua dulce para fines de refrigeración. Además, se prevé que la participación del sector energético en el consumo nacional de agua aumentará del 1,4% al 9% entre 2025 y 2050, lo que aumentará la presión sobre los recursos hídricos. La energía renovable, con el potencial agregado de reducir tanto la demanda de agua como las emisiones de carbono, debe por lo tanto ser el núcleo del futuro energético de la India.

Resultados clave

El sector de la energía contribuye y se ve afectado por el estrés hídrico. El rápido crecimiento en la generación de energía en centrales térmicas, intensivas en agua dulce, puede contribuir al estrés hídrico en las áreas donde se encuentran las centrales. Se espera que la generación de energía represente casi el 9% del consumo nacional de agua para 2050 (en un escenario business-as-usual), creciendo desde el 1,4% en 2025 (Comisión Central del Agua, 2015) y es probable que esta cifra varíe considerablemente de una región a otra. Existe un desajuste entre la demanda y el suministro de agua cuando se considera la capacidad de agua superficial utilizable y los niveles de agua subterránea renovables. El estrés hídrico es particularmente agudo en regiones naturalmente áridas y áreas donde el agua también es necesaria para otros usos como el riego. Enfrentado a los crecientes riesgos para la seguridad del agua y la energía, el sector eléctrico necesita enfoques a largo plazo para reducir su dependencia del agua dulce y al mismo tiempo cumplir otros objetivos medioambientales como la reducción de la contaminación atmosférica, del agua y del suelo.

La combinación de tecnologías mejoradas de refrigeración de centrales eléctricas y de tecnologías renovables, especialmente solar fotovoltaica y eólica, podría disminuir la intensidad del uso de agua dulce y la intensidad de carbono del sector energético. En su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC, por sus siglas en inglés), India se comprometió a aumentar la cuota de fuentes no fósiles en su potencia instalada al 40% para 2030. India tiene un objetivo relacionado de 175 GW de potencia renovable para 2022, incluyendo 100 GW de solar fotovoltaica y 60 GW de eólica. Como las energías solar fotovoltaica y eólica requieren significativamente menos agua que las fuentes convencionales y otras fuentes renovables durante la fase operativa, su adopción sustancial podría contribuir a una reducción en el uso de agua dulce, así como a la intensidad de carbono de la generación de energía. Simultáneamente, la eliminación progresiva de las tecnologías de refrigeración en las centrales eléctricas existentes y la restricción de su instalación en las nuevas centrales térmicas, a través de la aplicación de los estándares regulatorios anunciados de uso del agua, reducirá sustancialmente la extracción de agua.

Para 2030, la intensidad de extracción de agua para generación de electricidad (excluida la energía hidroeléctrica) podría reducirse hasta en un 84%, la intensidad de consumo en hasta un 25% y la intensidad de CO2 en hasta un 43% en comparación con 2014. En todos los escenarios analizados, la intensidad de CO2 y agua dulce del sector energético indio (excluida la energía hidroeléctrica) disminuiría sustancialmente en comparación con 2014. Incluso cuando las intensidades se reducen, los cambios en la extracción y el consumo absolutos de agua en 2030 varían. La transición de sistemas de refrigeración de un solo paso a sistemas de recirculación reducirá drásticamente la extracción, pero aumentará el consumo total de agua en la mayoría de los escenarios. Junto con el continuo desarrollo de la capacidad térmica y renovable, se estima que el consumo total de agua en 2030 aumentará en hasta 4 billones de m3. Las medidas analizadas en este informe para reducir la intensidad del agua dulce y del carbono complementan a las medidas del lado de la demanda, como las mejoras en la eficiencia energética, lo que garantiza un enfoque integrado para la planificación del sector eléctrico.

El informe conjunto se lanzó en el evento World Future Energy Summit 2018 en Abu Dhabi.

La Dirección de Energía de SUEZ ha completado la ejecución y puesta en marcha de la Central Minihidráulica Cartuja de 80kW, ubicada en la ciudad de Granada. Se trata de un sistema de generación energética de 80 KW basado en bomba funcionando como turbina contratado por la Empresa de aguas de Granada (Emasagra). Esta solución permite materializar la recuperación de energía aprovechando el potencial del ciclo integral de agua.

La Central Minihidráulica Cartuja pone de manifiesto las ventajas de las soluciones para el aprovechamiento de energías renovables en el ciclo integral del agua. El proyecto se enmarca dentro de la solución integral de SUEZ para la eficiencia energética y energías renovables.

Ingeteam ha conseguido un nuevo contrato de operación y mantenimiento de dos parques eólicos en el Reino Unido. Se trata de un contrato clave para Ingeteam, ya que le supone convertirse en la compañía que ostenta el récord mundial de potencia mantenida. Así, se consolida como ISP (Independent Service Provider) líder en servicios de operación y mantenimiento en plantas de generación de energía al superar los 12 GW mundiales.

Este nuevo contrato con Iberdrola es para prestar el servicio de operación y mantenimiento eólico de 200 MW en dos parques eólicos ubicados en Escocia, los parques de Harestanes y Mark Hil. De hecho, es el primer contrato de estas características en Escocia, por lo que la empresa creará una delegación en la ciudad de Glasgow para la supervisión y coordinación de todo el proyecto.

Ingeteam trabaja desde el año 1999 en operación y mantenimiento y está presente en 22 países de los 5 continentes.

En el Reino Unido tiene presencia desde el año 2016, cuando la compañía consolidaba su expansión internacional poniendo en marcha una filial en el país con contratos vinculados al sector fotovoltaico y al eólico. Destaca el suministro de convertidores de tensión para tres parques eólicos, Black Law, Hare Hill, Glen App, y soluciones de automatización de subestaciones para Scottish Power Energy Networks.

Ingeteam ha suministrado recientemente sus equipos para un proyecto de generación de energía solar fotovoltaica en Brasil. Este suministro, que alcanza los 150 MW en inversores fotovoltaicos, va destinado a un proyecto compuesto por cinco plantas solares de 30 MW cada una.
Para este proyecto, la empresa desarrolladora se ha provisto de dos configuraciones distintas de la solución Inverter Station de 1500 Vdc desarrollada por Ingeteam. Por un lado, se han entregado Inverter Stations de 4,5 MW cada una, combinando inversores duales de 3 MW e inversores centrales de 1,5 MW. Por otro lado, se han suministrado también Inverter Stations de 3 MW, con un único inversor dual. Ambas configuraciones se completan con un skid o plataforma metálica que contiene el resto de elementos necesarios para la inyección de potencia en media tensión: transformador BT/MT, depósito de aceite, celdas de media tensión, transformador de servicios auxiliares y cuadro de baja tensión.

 
Además, el proyecto va a contar también con el sistema de control de planta desarrollado por Ingeteam, INGECON® SUN EMS Plant Controller, gracias al cual estas cinco plantas fotovoltaicas podrán llevar a cabo estrategias de producción a demanda, compensación de potencia reactiva, regulación de frecuencia y control del factor de potencia, entre otras. Este sistema hace que las plantas solares se asemejen a otro tipo de plantas de generación energética convencional en lo que respecta a las posibilidades de gestión que ofrece.
Los equipos suministrados se instalarán en varias fases y se espera que el proyecto, ubicado en el norte del estado de São Paulo, pueda estar operativo para finales de 2017.

Alcance del suministro

Para estos proyectos Ingeteam ha suministrado:

  • 30 inverter stations equipadas con inversores fotovoltaicos duales de 1500 Vdc, transformador BT/MT, depósito de aceite, celdas de media tensión, transformador de servicios auxiliares y cuadro de baja tensión.
  • Sistema de control de planta.
  • Puesta en marcha de la instalación y formación técnica en campo.

Rolls-Royce presenta soluciones de energía de velocidad media en el stand 1435 en la feria The Green Expo que se está celebrando del 5 al 8 de septiembre en México. La gama de productos comprende una variedad de soluciones de generación de energía para diferentes aplicaciones; desde grupos electrógenos básicos de 3.700 kWe a 9.400 kW a diseños completos de centrales eléctricas de 5 a 200 MWe y más allá. Rolls-Royce ha entregado soluciones de generación de energía a clientes de todo el mundo con una base instalada actual de más de 3.500 MWe. Recientemente, ha entrado en el mercado de la energía en México y hasta ahora ha vendido 33 MWe a diferentes clientes

Markku Aspholm, Director de Ventas de Medium Speed Power Generation en América de Rolls-Royce, manifiesta: “estableceremos un nuevo taller de servicio aquí en México el próximo año para apoyar a nuestros nuevos clientes. Rolls-Royce ve un gran potencial en la expansión de su negocio en esta región, y puede contribuir a la industria con soluciones de energía flexibles adaptadas a las necesidades individuales.

 

A través de un acuerdo de consorcio con la empresa de ingeniería Sampol Ingeniería y Obras, la primera central eléctrica de 18 MWe de velocidad media de Rolls-Royce entró en funcionamiento en junio de 2017 en Sonora, México. La planta lleva acumuladas casi 2.000 horas de operación sin ninguna complicación, incluso a temperaturas de 45 ºC grados. La planta de cogeneración es propiedad del operador de electricidad Unión Energética del Noroeste (UEN) que está vendiendo la electricidad generada a varias empresas bajo las regulaciones de energía anteriores. La planta está equipada con dos grupos motogeneradores Rolls-Royce Bergen B35:40V20 a gas, que operan bajo un contrato de servicio de 12 años.

A finales de este año y principios de 2018 se iniciará la puesta en marcha de otras dos plantas de cogeneración únicas de Rolls-Royce, que se convertirán en las dos primeras centrales eléctricas bajo la nueva Reforma Energética de México que entró en vigor en 2016.

Un motogenerador a gas Rolls-Royce Bergen B35:40V20 se instalará a 2.300 m de altitud en Perote para generar electricidad y vapor para procesos industriales del productor porcino Granjas Carrol, el excedente de energía se venderá a la red nacional a través del nuevo Mercado de Energía. Para la planta de trigeneración de Energy Service Company INCO Renovables S.A.P.I. de C.V. Rolls-Royce entregará un motogenerador B35:40V12. Esta planta en concreto suministrará electricidad, agua de refrigeración y vapor a una de las fábricas de FEMSA, productor de Coca Cola, que se utilizarán en la producción del cliente.

TSK ha adquirido a Ingeteam su filial de ingeniería y construcción de plantas de generación de energía, Ingenergio Power Technology S.L.U.,que a partir de ahora pasa a denominarse TSK Energy Solutions S.L.U. La compañía, ubicada en el Parque Tecnológico de Álava, era propiedad del Grupo Ingeteam desde 2008, cuenta con una plantilla de más de 40 personas con una amplia experiencia y capacidad técnica. Actualmente se encuentra en diferentes procesos de licitación en Brasil, Bélgica, Francia, UK y China de proyectos por valor de más de 500 M€.

Con esta última adquisición, TSK refuerza su actual capacidad para ejecutar plantas de generación de energía eléctrica tanto a partir de fuentes renovables como convencionales, y adquiere la experiencia y referencias necesarias para ejecutar llave en mano plantas de generación a partir de biomasa.

 

El pasado año se cumplían 30 años desde la constitución de TSK como sociedad anónima, periodo en el que se ha posicionado como uno de los principales contratistas españoles EPC en el sector de la energía, tanto convencional como renovable. TSK acumula una dilatada experiencia en ingeniería, construcción, montaje y puesta en marcha de centrales de generación eléctrica y ha desarrollado con éxito proyectos en varios tipos de tecnologías: ciclo abierto, ciclos combinados, cogeneración, parques eólicos, plantas termosolares y fotovoltaicas, centrales de carbón, centrales hidráulicas y plantas de biomasa. Ha participado en los proyectos bajo diferentes modalidades, que en su conjunto superan los 10.000 MW instalados.

Algunos ejemplos de proyectos en los que ha participado esta Compañía son las plantas termosolares de Palma del Río I y II, ambas de 50 MW de potencia y propiedad de Acciona. Además, es una empresa referente en el sector de la generación eléctrica a partir de biomasa en donde ha participado en 11 proyectos.

Actualmente se encuentra ejecutando proyectos muy significativos como una planta termosolar de 100 MW en Israel, varios ciclos combinados en Bolivia con una potencia conjunta de 1.200 MW, una refinería de azúcar en Arabia Saudí, un ciclo combinado en Jamaica de 200 MW o una planta termosolar de 50 MW en Kuwait.

TSK ha basado su estrategia de crecimiento en la diversificación de mercados y de sectores. De igual manera TSK ha apostado por la adquisición de tecnología propia y por fortalecerse en el área de ingeniería, lo que le da mayor control en la ejecución de sus proyectos llave en mano.

Ingeteam y TSK han ejecutado proyectos conjuntamente desde 1985, principalmente en proyectos eléctricos en plantas siderúrgicas de la empresa ArcelorMittal. De igual manera Ingeteam suministra habitualmente para TSK diferentes equipamientos eléctricos para plantas solares fotovoltaicas

La exposición de los aerogeneradores a climas extremos como aquellos que suponen la formación de hielo en las palas era hasta ahora un problema, ya que estos factores limitaban su rendimiento y la generación de energía. Para garantizar un funcionamiento seguro y eficiente de los aerogeneradores en este tipo de condiciones climatológicas, AIMPLAS, Instituto Tecnológico del Plástico, participa en el proyecto AEROEXTREME, que permitirá desarrollar recubrimientos antihielo basados en la nanotecnología.

El proyecto, cofinanciado por el Ministerio de Economía y Competitividad en la convocatoria Retos-Colaboración 2016, con nº de expediente RTC-2016-4712-3, cuenta con el apoyo del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) y está liderado por Siemens Gamesa Renewable Energies. La contribución de AIMPLAS a este proyecto parte de los desarrollos previos de recubrimientos antihielo llevados a cabo por el centro gracias a la incorporación de nanomateriales. Estos nuevos materiales confieren resistencia tanto a las temperaturas extremas como a la erosión y harán posible una reducción de costes de operación y mantenimiento al mismo tiempo que abrirán nuevos mercados a los fabricantes de aerogeneradores.

 

El proyecto cuenta con un presupuesto financiable aprobado de 1.452.160,61 euros, y en él también participan LAURENTIA, ITC-UJI, y TEKNIKER, que desarrollarán sus trabajos de investigación en la fabricación y escalado de nanopartículas, el desarrollo de partículas cerámicas y la síntesis, selección y validación de las nanopartículas, respectivamente.

Mix mundial de generación en 2040. Fuente: Bloomberg New Energy Finance, New Energy Outlook 2017 / Global electricity generation mix to 2040. Source: Bloomberg New Energy Finance, New Energy Outlook 2017

Las fuentes de energía renovable, como la solar y la eólica, se llevarán casi tres cuartas partes de los 10,2 b$ que se invertirán en todo el mundo en nuevas tecnologías de generación de energía a lo largo de los próximos años hasta 2040, según un importante pronóstico independiente publicado por Bloomberg New Energy Finance (BNEF). New Energy Outlook 2017 (NEO 2017), el último pronóstico a largo plazo de BNEF, muestra progresos respecto a su equivalente de hace un año hacia la descarbonización del sistema eléctrico mundial, con las emisiones mundiales proyectadas para alcanzar un máximo en 2026 y reducirse en 2040 un 4% respecto de las de 2016.

El informe de este año sugiere que la descarbonización del sistema eléctrico mundial es imparable, gracias a la rápida caída de los costes de las energías solar y eólica, y un papel creciente de las baterías, incluyendo las de los vehículos eléctricos, para equilibrar la oferta y la demanda“, declara Seb Henbest , autor principal del NEO 2017 en BNEF.

 

Principales conclusiones de la previsión de este año:

Solar y eólica dominan el futuro de la electricidad. BNEF espera que en 2040 se inviertan 7,4 b$ en nuevas plantas de energía renovable, lo que representa el 72% de los 10,2 b$ que se prevé se inviertan en nueva generación de energía a nivel mundial. La solar se lleva 2,8 b$ y ve un salto de 14 veces en potencia instalada. La eólica atrae 3,3 b$ y ve multiplicarse por cuatro su potencia instalada. Como resultado, eólica y solar representarán el 48% de la potencia mundial instalada y el 34% de la generación de electricidad en 2040, en comparación con sólo el 12% y el 5% de la actualidad.

La solar desafía aún más al carbón. El coste nivelado de la electricidad (LCoE) de la solar fotovoltaica, que ahora es casi una cuarta parte de lo que era sólo en 2009, está previsto que caiga otro 66% en 2040. Para entonces un dólar comprará 2,3 veces más energía solar que actualmente. La solar ya es al menos tan barata como el carbón en Alemania, Australia, EE.UU., España e Italia. Para el 2021, será también más barata que el carbón en China, India, México, Reino Unido y Brasil.

Los costes de la eólica terrestre caen rápidamente, y los de la eólica marina aun más rápido. El LCoE de la eólica marina disminuirá un enorme 71% para 2040, ayudado por la experiencia de desarrollo, la competencia y la reducción del riesgo; y las economías de escala resultantes de proyectos y aerogeneradores más grandes. El coste de la eólica terrestre caerá un 47% en el mismo período, superando el descenso del 30% de los últimos ocho años, gracias a aerogeneradores más baratos y eficientes y a unos procedimientos simplificados de operación y mantenimiento.

China e India son una oportunidad de 4 b$ para el sector energético. China e India representan el 28% y el 11% de toda la inversión en generación de electricidad para 2040. Asia-Pacífico ve casi tanta inversión en generación como el resto del mundo combinado. De esto, un poco menos de un tercio va a eólica y otro tanto a solar, el 18% a energía nuclear y el 10% a carbón y gas.

Las baterías y nuevas fuentes de flexibilidad aumentan el alcance de las energías renovables. BNEF espera que el mercado de baterías de iones de litio para almacenamiento de energía valga por lo menos 239.000 M$ de ahora a 2040. Las baterías a escala comercial compiten cada vez más con el gas natural para proporcionar flexibilidad al sistema en momentos de demanda máxima. Las baterías a pequeña escala instaladas por los hogares y las empresas junto con sistemas fotovoltaicos representarán el 57% del almacenamiento mundial en 2040. BNEF anticipa que las energías renovables alcancen el 74% de penetración en Alemania en 2040, el 38% en EE.UU., el 55% en China y el 49% en India.

Los vehículos eléctricos refuerzan el uso de la electricidad y ayudan a equilibrar la red. En Europa y EE.UU., los vehículos eléctricos representan el 13% y el 12%, respectivamente, de la generación de electricidad para 2040. Cargar los vehículos eléctricos de forma flexible, cuando se genera energía renovable y los precios al por mayor son bajos ayudará al sistema a adaptarse a la intermitencia de las energías solar y eólica. El crecimiento de los vehículos eléctricos reducirá el coste de baterías de ion del litio en un 73% para 2030.

Crece el amor de los propietarios de casas por la solar. Para 2040, el fotovoltaica sobre tejado representará hasta 24% de la electricidad en Australia, el 20% en Brasil, el 15% en Alemania, el 12% en Japón y el 5% en EE.UU. e India. Esto, combinado con el crecimiento de las energías renovables a escala comercial, reduce la necesidad de las plantas de carbón y gas a gran escala ya existentes, cuyos propietarios enfrentarán una presión continua sobre los ingresos a pesar de un crecimiento de la demanda de vehículos eléctricos.

La generación de energía a partir de carbón se desploma en Europa y EE.UU., continúa creciendo en China, pero alcanza un máximo mundial en 2026. La caída de la demanda, las renovables baratas y el cambio de carbón a gas natural, reducirán el uso del carbón en Europa en un 87%. En EE.UU., el uso del carbón para generar energía cae un 45% ya que las plantas viejas no se reemplazan y otras comienzan a quemar gas más barato. La generación de carbón en China crecerá un quinto en la próxima década, pero alcanzará un pico en 2026. A nivel mundial, BNEF espera que se cancelen 369 GW de nuevas plantas de carbón planificadas, un tercio de ellas en India y la demanda mundial de carbón para generar energía disminuya en un 15% durante 2016-40.

El gas es un combustible de transición, pero no de la forma que la mayoría de la gente piensa. Las centrales de gas actuarán cada vez más como una de las tecnologías flexibles necesarias para ayudar a cumplir con los picos y proporcionar estabilidad al sistema en una era en que la generación renovable está en aumento, en lugar de reemplazar al carbón. En América, sin embargo, donde el gas es abundante y barato, desempeña un papel más central, especialmente a corto plazo.

Las emisiones del sector energético mundial alcanzan su punto máximo en poco más de diez años y luego disminuyen. Las emisiones de CO2 derivadas de la generación de energía aumentan un décimo antes de alcanzar su máximo en 2026. Las emisiones caen entonces más rápido de lo que se había estimado anteriormente, alineándose con el pico de generación de carbón en China. BNEF espera que las emisiones de India un sean 44% más bajas que en su análisis NEO 2016, ya que adopta la energía solar e invierte 405.000 M$ para construir 660 GW de nueva potencia fotovoltaica. A nivel mundial, las emisiones habrán caído hasta un 4% por debajo de los niveles de 2016 en 2040, no lo suficiente como para evitar que la temperatura promedio global se eleva más de 2ºC. Una inversión adicional de 5,3 b$ en 3,9 TW de potencia cero-carbono sería consistente con mantener el planeta en la trayectoria de 2ºC.

En EE.UU., la administración Trump ha expresado su apoyo al sector del carbón. Sin embargo, NEO 2017 indica que las realidades económicas en los próximos dos decenios no favorecerán a la energía del carbón estadounidense, que se prevé vea una reducción del 51% en la generación en 2040. En su lugar, la electricidad a gas subirá un 22% y la renovable en un 169%.

Una de las grandes preguntas para el futuro de los sistemas de electricidad es cómo se pueden acomodar grandes cantidades de generación eólica y solar, y sin embargo, mantener las luces encendidas en todo momento. Los escépticos se preocupan por las energías renovables muy baratas que deprimen los precios de la energía y exprimen a las energías de carga base como el carbón, el gas y las centrales nucleares.

Elena Giannakopoulou, analista principal en el proyecto NEO 2017, declara: “El pronóstico de este año muestra que la recarga inteligente de vehículos eléctricos, los sistemas de baterías a pequeña escala en los negocios y hogares, además del almacenamiento a escala comercial en la red, desempeñan un papel importante en suavizar los picos y valles en el suministro causado por la generación eólica y solar.

Jon Moore, Director Ejecutivo de BNEF, declara: “NEO refleja la comprensión que nuestro equipo ha construido durante más de una década de cómo los costes tecnológicos y la dinámica del sistema han evolucionado y están evolucionando. El NEO de este año muestra una transición aún más dramática hacia un sistema de bajas emisiones de carbono de lo que proyectamos en años anteriores, con fuertes caídas de los costes de eólica y solar y un crecimiento más rápido para el almacenamiento.”

COMEVAL