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La comercializadora de luz Podo, ha hecho un llamamiento a través de Osoigo.com, para que diez políticos del Congreso de los Diputados les apoyen en el objetivo de “eliminar el impuesto del 7% a la generación eléctrica para todas las nuevas plantas de generación eléctricas renovables” El CEO de PODO, Joaquín Coronado, define la empresa como “la primera compañía que te paga por ahorrar electricidad”. La empresa propone a los políticos del Congreso de los Diputados que “las nuevas plantas de producción renovable eólica y fotovoltaica- que se instalen a partir del 1 de enero de 2018 no deberían pagar este impuesto a la generación del 7%. De esta forma se favorece el desarrollo de la producción de electricidad renovable sin necesidad de subvenciones, y se eliminaría una discriminación del mercado español respecto al portugués (donde las renovables no pagan este impuesto) a pesar de que existe un mercado único ibérico de la electricidad”.

Ahora tienen diez días para conseguir mil apoyos. Si lo consiguen los diputados Carles Campuzano (PDeCAT), Joseba Agirretxea (PNV), Oskar Matute (EH Bildu), Eduardo Maura (PODEMOS), Marta Martín (Ciudadanos), Ester Capella (ERC), Emilio del Río Sanz (PP), Jorge Luís Bail (EQUO) y Gonzalo Palacín (PSOE) tendrán que responder de manera pública a su petición.

PODO termina la acción añadiendo que “este impuesto está recurrido ante el Tribunal Supremo, y este tribunal cuando envió el asunto al Constitucional indicaba que existían serias dudas sobre la finalidad medioambiental del mismo”.

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La Asociación de Empresas de Energías Renovables-APPA denuncia la gravísima situación que están sufriendo en la actualidad las centrales minihidráulicas. Estas centrales, muchas de ellas centenarias, han sufrido severos recortes en los últimos años debido a un impuesto del 2,2% específico para hidráulica, adicional al 7% de generación eléctrica. La actual sequía ha paralizado su funcionamiento y la regulación establece penalizaciones por baja producción, algo que constituye una doble injusticia: por un lado no hay recurso para producir y por otro se producen injustas penalizaciones adicionales a este descenso en la producción

La tecnología minihidráulica es una de las energías renovables más antiguas utilizadas para la generación eléctrica, existiendo instalaciones centenarias que llevan un siglo aportando electricidad al sistema nacional de forma ininterrumpida. En 2016, esta tecnología aportó el 2,2% de la electricidad consumida en España.

Falta de recurso y una regulación adversa
Las centrales minihidraúlicas están sufriendo como pocos sectores la sequía que asola a nuestro país. En la reforma de 2013, se establecieron graves recortes a estas centrales: más del 70% se quedaron sin retribución específica (antiguas primas) y se establecieron impuestos específicos. Adicionalmente, se da el efecto perverso de que se marcó, para ese 30% de centrales que podrían percibir retribución específica, un número de horas mínimo de funcionamiento como condición necesaria.

El cambio climático, que ya está mostrando sus efectos con este excepcionalmente cálido otoño y la concatenación a lo largo de los años de fuertes sequías con aguaceros, está dificultando el funcionamiento de las centrales minihidráulicas debido a que la regulación no prevé excepciones por causas de fuerza mayor.

Consideración de situación excepcional
Desde APPA Renovables se pide al Ministerio que considere la fuerte sequía que nuestro país está sufriendo como una situación excepcional y no aplique la penalización de retirar la retribución específica de las centrales minihidráulicas. Existe una gran diferencia entre el objeto de la norma (obligar a los propietarios a que tengan sus centrales disponibles) y su literalidad (cumplir un número mínimo de horas anuales).

Las centrales han estado disponibles para su funcionamiento, pero la falta de recurso hídrico, debido a la sequía, ha provocado que no se alcanzase este número mínimo de horas. Ni siquiera si la situación meteorológica cambiase y comenzasen las lluvias se podría alcanzar el volumen mínimo anual.

Al igual que la sequía provoca reacciones del Gobierno para ayudar a determinados sectores (ganadería, agricultura…), los productores minihidráulicos solicitan al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital que no aplique la norma en su literalidad y contemple la sequía como el culpable real de que no se haya podido alcanzar la producción mínima.

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Luis Crespo, Presidente de ESTELA y Protermosolar, ha intervenido en la sesión inaugural de la 23ª edición del Congreso Internacional SolarPACES, que se celebra hasta el 29 de septiembre en Santiago de Chile. En su discurso, Crespo ha manifestado que “las centrales termosolares sustituirán a los ciclos combinados como tecnología de respaldo para garantizar el suministro eléctrico a cualquier hora del día. Además, la combinación de renovables fluyentes, como la eólica y la fotovoltaica, con renovables gestionables, como la termosolar, permite alcanzar un mix de generación eléctrica cien por cien renovable a un coste de generación muy competitivo”.

Luis Crespo ha puesto de ejemplo la última adjudicación de 700 MW termosolares en Dubái, licitación que ha marcado un nuevo récord de disminución de los precios de producción para esta tecnología, alcanzando los 6 c€/kWh, “lo que posiciona, indiscutiblemente, a la termosolar como la tecnología renovable más barata (tras la gran hidráulica existente) para satisfacer la demanda de electricidad a cualquier hora del día o de la noche, contribuyendo además a la estabilidad de las redes”, ha afirmado el presidente de Protermosolar.

 

Ante una audiencia de más de 500 participantes, Luis Crespo ha asegurado que “las centrales termosolares van a experimentar un enorme impulso comercial por la reducción de costes de producción que se están experimentado en la actualidad y que continuarán en la misma línea a medida que crezca el volumen de mercado”. Gracias a esta reducción de costes, “ya no hay excusas de precio para posponer un mix de generación 100% renovable, con una adecuada combinación de todas las tecnologías en el que el porcentaje de centrales con almacenamiento sea muy relevante”, ha proseguido Crespo.

En su alocución, el presidente de ESTELA ha resaltado que “las centrales termosolares se presentan como una opción no solo técnicamente imprescindible sino también como una opción muy conveniente para la economía de los países, ya que su elevado contenido local proporciona retornos inmediatos en términos de empleo y generación de riqueza, así como, en muchos casos, convergencia económica para las regiones más soleadas que no suelen ser la más industrializadas”.

La Conferencia SolarPACES es el mayor evento mundial sobre tecnología termosolar y reúne a los principales expertos internacionales en energía solar de concentración o solar térmica. Cuenta con un programa de conferencias científicas que dan cabida a los más recientes avances en I+D, desarrollos tecnológicos y comercialización de la tecnología. Esta 23ª edición se celebra del 26 al 29 de septiembre en Santiago de Chile.

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El gas natural está permitiendo a los ciudadanos españoles mantener su consumo de electricidad sin restricción alguna este verano. Prueba de ello es el incremento de la demanda de gas para generación eléctrica (ciclos combinados) con respecto al primer semestre del año pasado, aumentando en un 19,8%, según datos de Enagás, y avalando de esta manera la necesidad de contar con el gas natural en el debate sobre el futuro energético en España; así lo ha hecho público recientemente la Asociación Española del Gas, SEDIGAS.

Así, el sector gasista y sus ciclos combinados fueron la principal fuente de generación eléctrica durante cinco días consecutivos durante la segunda semana del mes de julio. Siempre superando el 19%, el gas se convirtió en la fuente energética con mayor peso dentro del mix eléctrico.
A dicho récord cabe sumarle otros dos de finales de junio, y es que el 21 y el 22 de junio la representatividad de los ciclos combinados en el total del mix de generación eléctrica alcanzó las cuotas más elevadas de 2017, con un 27,6% y un 27,4% respectivamente que convirtieron al gas natural, ambos días, en la fuente energética mayoritaria para la generación eléctrica.

Todos estos récords ponen de manifiesto el papel fundamental que el gas natural desempeña para garantizar el suministro eléctrico, especialmente en escenarios de olas de calor y de frío. En este periodo en concreto (primer semestre 2017), el incremento de la demanda para generación eléctrica (ciclos combinados) ha estado motivado principalmente por una menor eolicidad (-12%) y hidraulicidad (-51.7%) en la generación de electricidad.

El consumo de gas natural crece un 6,5% en el primer semestre de 2017

El consumo de gas natural en el mercado nacional alcanzó la cifra de 169,076 TWh en la primera mitad de 2017, el dato, representa un incremento de la demanda del 6,5 % en relación con el mismo período de 2016 y supone un total de 14,5 bcm de gas natural.

Durante el primer semestre de 2017, la demanda convencional (doméstico-comercial e industria, incluida en esta última la demanda para usos no energéticos) se ha incrementado en un +4,3 % con respecto al mismo periodo de 2016.

Dentro del mercado convencional, se estima que la demanda del mercado doméstico comercial ha descendido un 4,1%, según Sedigas, debido a unas temperaturas más cálidas en el primer semestre del año. Desde el mes de marzo la temperatura media por meses ha sido superior a + 2,2ºC a las dadas el año pasado durante el mismo periodo que ha provocado un menor uso de la calefacción durante estos meses.

La industria es el destino del 64% de la demanda total de gas natural en España

En este primer semestre del año 2017 las ventas estimadas en el mercado industrial aumentaron el +7,9%, según Sedigas, sin tener en cuenta la materia prima y según nuestras estimaciones. El mercado industrial es el destino más destacado del gas natural consumido, con una cuota aproximada del 64% del total de la demanda del gas natural en el mercado nacional, según datos de Sedigas. En este mercado señalar la continuidad en el mayor uso de la cogeneración para la producción de electricidad. Según los datos de REE el vertido de electricidad de las empresas cogeneradoras a la red se ha incrementado un 11,5% con respecto al mismo periodo de 2016.

El Consejo de Ministros aprobó el pasado viernes 16 un Real Decreto que establece una nueva convocatoria para la asignación, a través de una subasta, del régimen retributivo específico para instalaciones de generación eléctrica renovable, por una potencia de 3.000 MW. La nueva subasta es, al igual que la anterior, tecnológicamente neutra y podrán participar instalaciones de tecnología eólica y fotovoltaica en concurrencia competitiva, de tal manera que resulten adjudicadas aquellas más eficientes en costes.

Se ha verificado que existe un importante volumen de potencia de estas tecnologías que, no habiendo llegado a ser adjudicataria, es susceptible de competir en la subasta. Por esto, se ha considerado oportuno centrar la convocatoria en las tecnologías eólica y fotovoltaica con un mayor potencial de crecimiento.

 

En la pasada subasta celebrada en el mes de mayo, las solicitudes presentadas superaron en más de tres veces la potencia adjudicada y los adjudicatarios ofrecieron el máximo descuento permitido. Esto supone que los proyectos adjudicados se llevarán a cabo sin necesidad de primas adicionales a los ingresos que obtienen por el mercado en el escenario de precios de referencia.

La nueva convocatoria permitirá a España avanzar significativamente en los objetivos de introducción de renovables establecidos por la UE para 2020. De esto modo, nuestro país alcanzará un 19,5% de energía renovable sobre el consumo de energía final y se situará a solo cinco décimas del objetivo comunitario del 20%.

Siemens amplía su negocio de motores de alta eficiencia y bajos en emisiones con el lanzamiento mundial de su nuevo motor de gas E-Series de 2 MW de potencia. Esta nueva serie de motores de Siemens, que serán fabricados en la planta de Zumaia, en el País Vasco, ofrecerá una mayor cilindrada y estarán especialmente diseñados para mejorar el rendimiento en la generación eléctrica, generación industrial y cogeneración.

La compañía multinacional alemana ha elegido la localidad alavesa de Miñano para presentar mundialmente a clientes esta nueva gama de motores, con lo que completa su cartera de productos y extiende su portafolio de generación de energía distribuida. Además, proporciona un amplio espectro de productos y soluciones eficientes y responsables con el medio ambiente, así como un importante ahorro de recursos en la producción de energía distribuida.

 

En el acto de presentación participaron importantes personalidades como Arantxa Tapia, consejera de Desarrollo Económico e Infraestructuras del Gobierno vasco, quien destacó que “estamos muy orgullosos de que Siemens haya elegido el País Vasco para hacer esta presentación mundial porque es una empresa muy comprometida con la innovación y el impulso de la industria vasca. De hecho, en su fábrica de Zumaia y en su Centro de I+D de Miñano, se investiga y exporta tecnología al resto del mundo“. Por parte de Siemens, Olivier Bécle, director general de Power&Gas de Siemens en España, afirmó que “nuestra capacidad de innovación nos ha llevado a desarrollar estos nuevos motores con los que Siemens amplía su oferta de generación distribuida y así cubre todas las necesidades del mercado” y Mikel Igartua, vicepresidente de operaciones de la división de motores de Power&Gas de Siemens, señaló que esta nueva serie de motores cuenta con “una alta fiabilidad gracias a un diseño más compacto y robusto que ayuda a mejorar comportamiento y rendimiento en campo“.

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La elección de la localidad de Miñano para presentar esta gama a los clientes de todo el mundo demuestra el compromiso de Siemens con España y con la industria del País Vasco. Desde la planta de Zumaia se exportarán estos motores a todo el mundo y el centro de I+D de Miñano se constituye como una referencia mundial en la investigación en este campo dentro de Siemens. Esta presentación se produce, además, semanas después del inicio de operaciones de la nueva Siemens Gamesa Renewable Energy, compañía líder del sector renovable fruto de la fusión de los activos eólicos de Siemens y de la propia Gamesa, que tendrá su sede mundial en Zamudio (Vizcaya) y cuenta con unos ingresos anuales de 11.000 M€, 27.000 empleados y una cartera de pedidos de 21.000 M€.

Nueva línea de negocio

Siemens Engines será el nombre que reciba la nueva línea de negocio de motores de gas de la compañía, dentro de su división Power & Gas, especializada en motores de alta eficiencia y bajos en emisiones. Siemens cuenta con la fábrica de Zumaia desde que adquirió en 2015 los motores y generadores Guascor como parte de la oferta de productos de Dresser-Rand. Durante más de 50 años, estos motores han sido considerados como las máquinas más sólidas del mercado, ya que son capaces de aportar calor y electricidad además de ser fiables en aplicaciones críticas y exigentes. De hecho, un total de 4.700 motores procedentes de esta fábrica vasca están operando actualmente en más de 50 países en todo el mundo.

Estos motores utilizan las últimas tecnologías de sobrealimentación y combustión, que aumentan la potencia del motor, reducen el consumo de combustible y optimizan los costes de mantenimiento. Pueden ser accionados por gas natural, biogás, gas de vertedero, gases de depuradora, gas de síntesis, gas de pozo y una amplia variedad de otros gases.

Nuevo motor de gas de 2 MW de potencia

Con su nuevo motor de gas E Series de 2 MW de potencia, Siemens ahora cuenta con un rango que abarca desde los 300 Kw a los 2 MW para los motores de gas de 4 a 66 MW para las turbinas de gas industrial y aeroderivadas y de hasta 400MW para las turbinas de gas de carga pesada.
Además, el nuevo motor de gas E-series está basado en la tecnología termodinámica de ciclo de combustión Miller que asegura una alta eficiencia y mínimas emisiones. Con una eficiencia mecánica cerca del 47%, el motor ofrece un alto nivel de rendimiento tanto para la generación de energía primaria como para aplicaciones de cogeneración. Este motor ha sido testeado en el centro de I+D de Siemens en Miñano y ha demostrado alta fiabilidad y eficiencia.

La nueva serie de motor es el resultado de una profunda investigación de mercado para identificar las principales ventajas del producto. “A su vez, esta nueva serie de motores de gas ofrece a nuestros clientes una de las soluciones de menores emisiones del mercado y menor huella –34,4 metros cúbicos–“, añade Iñaki Iruretagoiena, Director de I+D para motores.

A través de la generación eléctrica en el sitio y la recuperación de calor que normalmente se desperdiciaría en una planta de energía convencional, la tecnología de cogeneración reduce los costes de la energía y las emisiones de carbono. La cogeneración es una aplicación común utilizada por grandes complejos de edificios, como el planificado para el Campus de Siemens en Erlangen, Alemania. El campus de Erlangen será un nuevo distrito urbano y la primera fábrica municipal neutral de CO2 de Siemens en todo el mundo. En colaboración con la empresa de servicio público de Erlangen, el campus operará en una base neutral de CO2 gracias a un vanguardista edificio y a su tecnología energética. Se trata de un sistema de generación de energía descentralizada que utiliza un sistema de cogeneración individual con 4 nuevos motores SGE – 86 EM que suministrarán calefacción y refrigeración a la zona del campus.

Centro pionero de I+D en Miñano

Siemens Engines dispone de su propio centro de I+D+i en Miñano dedicado a la investigación, innovación y desarrollo de nuevas tecnologías. Se trata de un centro de excelencia y referencia internacional en su actividad, único en España y uno de los más avanzados del mundo. Además, esta línea de negocio de la compañía cuenta con más de 300 empleados, de los cuales cerca de 70 se dedican a I+D. Para Siemens, la única forma de alcanzar y mantener liderazgo de los productos y aplicaciones es mantener un esfuerzo contante en investigación y por eso cuenta con el centro pionero de I+D en Miñano.

Con la presentación mundial en Miñano de esta nueva serie de motores de gama baja, Siemens refuerza su apuesta por el País Vasco como una de las comunidades que más promueven la innovación, gracias el fuerte impulso del gobierno vasco por el I+D a través de ayudas e iniciativas que favorecen la inversión. No en vano, el sector de la industria en el País Vasco tiene un peso muy importante en nuestro país, por lo que se sitúa como es uno de los lugares claves donde invertir y desarrollar la industria. Sin olvidar que Euskadi es un territorio atractivo para las inversiones productivas, por su facilidad de acceso a los mercados, cualificación de los trabajadores y buenas conexiones de transporte con el exterior.

La generación geotérmica mostró un crecimiento fuerte y sostenido en 2016 de acuerdo con un informe, publicado el pasado octubre, por la Asociación Norteamericana de Energía Geotérmica (GEA, por sus siglas en inglés). Cuando se completen los proyectos que ahora están en desarrollo, la potencia mundial, fuera de EE.UU., se podría incrementar en un 25% de acuerdo con GEA. El informe indica que entre marzo y septiembre de 2016 comenzó el desarrollo de un total de 44 nuevos proyectos de generación eléctrica mediante geotermia, repartidos en 23 países, que suman 1.562,5 MW. Esto eleva la nueva potencia geotérmica en desarrollo en el mundo a 2.277,5 MW, con 72 proyectos repartidos por 23 países.

 

La tasa de crecimiento en el período excede el desarrollo anual de los dos años anteriores. Si se mantiene esta tasa de crecimiento, la producción eléctrica geotérmica mundial podría crecer de los 13,8
GW actuales a más de 23 GW en 2021. De acuerdo con GEA, los proyectos en desarrollo representan una inversión de 9.000 M$. El informe incluye en sus estimaciones solo los proyectos fuera de EE.UU., y por lo tanto, muestra una estimación conservadora.

En particular, 70 países han identificado potencial para generación eléctrica con geotermia y 26 países ya producen energía a partir de sus fuentes geotérmicas, este número se elevaría a 30 cuando los proyectos identificados se pongan en marcha. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2017

Instalaciones fotovoltaicas en EE.UU. 2010-2022 (MWcc). Fuente: U.S. Solar Market Insight Report de GTM Research - SEIA / U.S. PV Installations, 2010-2022E (MWdc). Source: GTM Research - SEIA U.S. Solar Market Insight report

El mercado solar estadounidense registró su mayor año en 2016, agregando por primera vez más capacidad de generación eléctrica que cualquier otra fuente de energía. En un año récord para la energía solar, el mercado estadounidense instaló 14.762 MW de energía solar fotovoltaica en 2016, casi duplicando la capacidad instalada en 2015. GTM Research y la Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA) anunciaron estas cifras históricas con la publicación del informe U.S. Solar Market Insight 2016 Year in Review.

El crecimiento fue impulsado principalmente por el segmento de la fotovoltaica a gran escala, que instaló más energía solar en 2016 que el mercado entero en 2015. Con un 19%, el segmento de fotovoltaica residencial experimentó un crecimiento lento en 2016 tras un crecimiento récord en 2015, debido a la desaceleración de la segunda mitad en un puñado de mercados estatales establecidos, compensado en parte por la aparición de varios nuevos mercados estatales. El mercado de instalaciones solares comunitarias, una vez naciente, se cuadruplicó en 2016 debido a grandes instalaciones en Minnesota y Massachusetts y desempeñó un papel clave en el apoyo al mayor año jamás registrado en el mercado fotovoltaico no residencial.

 

Por primera vez, la energía solar se ubicó como la fuente número 1 de nueva capacidad de generación eléctrica, representando el 39% de las nuevas adiciones de capacidad en 2016. En promedio, 1 nuevo MW de energía solar fotovoltaica se puso en funcionamiento cada 36 minutos en 2016.

En 2016, un récord de 22 estados agregó más de 100 MW de energía solar fotovoltaica, frente a sólo dos estados en 2010, incluyendo estados que no son conocidos por su mercado solar, como Georgia, Minnesota, Carolina del Sur y Utah. El cuarto trimestre de 2016 fue el segundo trimestre consecutivo en el que California agregó más de 1 GW de solar a gran escala y el mayor trimestre en un estado.

En promedio, los precios de los sistemas solares fotovoltaicos en EE.UU. cayeron casi un 20% en 2016. Esta es la mayor caída promedio de precios año a año desde que GTM Research comenzó a incorporar los precios en esta serie de informes.

El informe prevé que en 2017 se instalarán 13,2 GW de energía solar fotovoltaica en EE.UU., una caída del 10% respecto a 2016, pero todavía un 75% más que en 2015. La caída ocurrirá únicamente en el mercado a gran escala, consecuencia del número sin precedentes de proyectos a gran escala de que entraron en funcionamiento en la segunda mitad de 2016, la mayoría originalmente programados para su finalización antes del vencimiento esperado del Crédito Fiscal de Inversión federal, que desde entonces se ha ampliado. Para 2019, se espera que este segmento repunte.

Se espera que la energía solar distribuida continúe creciendo en los próximos años debido a la rápida disminución de los costes de los sistemas y a un creciente número de estados que alcanzarán la paridad de red. Sin embargo, las batallas actuales respecto a la medición neta y al diseño de tarifas – junto con un ambiente de incentivos decreciente para la fotovoltaica no residencial – seguirán presentando riesgos para el crecimiento de la solar distribuida.

GTM Research espera que el segmento residencial crezca un 9% en 2017. Se espera una disminución en California, que históricamente ha representado casi la mitad del mercado residencial de EE.UU. Sin embargo, 36 de los 40 estados examinados crecerán año a año. Se espera que el mercado no residencial crezca un 11% año con año e instale un récord de 1.756 MW, y se prevé que la energía solar comunitaria represente el 30% del mercado no residencial en 2018.

Para 2019, se espera que el mercado solar de EE.UU. reanude su crecimiento interanual en todos los segmentos de mercado. Y para 2022, 24 estados acogerán más de 1 GW de solar fotovoltaica en funcionamiento, partiendo de nueve en la actualidad.

En los próximos cinco años, se espera que el mercado acumulado de energía solar en EE.UU. casi se triplique, a pesar del ligero retroceso esperado en 2017. Para 2022, se instalarán anualmente más de 18 GW de energía solar fotovoltaica.

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El municipio zaragozano que vió nacer a Goya gana el III Premio Eolo a la integración rural de la eólica

Una vez más, España está demostrando su condición de potencia tecnológica eólica. El pasado sábado 11 de febrero se cumplió un año desde que nuestro país se convirtió en el primero del mundo en el que se permite a las energías renovables participar en los mercados de balance, diseñados para que la generación eléctrica se adapte en todo momento a la demanda y el sistema eléctrico esté siempre equilibrado, de modo que se garantice la seguridad de suministro. Son los conocidos como servicios o mercados de ajuste, en los que las empresas cobran por su participación.

Las energías renovables son fuentes de generación primaria de naturaleza intermitente, por lo que la regulación no permitía que participaran en estos servicios, que gestiona el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE). Pero la madurez y el volumen alcanzados en los últimos años, fundamentalmente por la eólica, han impulsado este importante cambio de regulación en el que España es pionera. En la Unión Europea, la propuesta de Directiva de Balance Eléctrico sobre reglas comunes para el mercado interno de la electricidad establece que las energías renovables tendrán acceso a los servicios de ajuste, por lo que es cuestión de tiempo que otros estados miembros se sumen a España y el país pueda servir, una vez más, de ejemplo.

 

Ya son 5.700 MW eólicos (el 25% del total de potencia eólica instalada) los que pueden participar en los servicios de gestión de desvíos y regulación terciaria, dos de los servicios de ajuste del sistema, tras haber superado con éxito las pruebas de habilitación. Alrededor de la mitad de los 23.000 MW de potencia instalada eólica que hay en el sistema eléctrico peninsular ha solicitado realizar las pruebas de habilitación para poder hacerlo. Algunas de las empresas eólicas que están participando con éxito en estos servicios son Acciona, EDPR, Enel Green Power España, Gas Natural Fenosa Renovables, Iberdrola, RWE Innogy y Viesgo Renovables, entre otras.

Aunque no es posible atribuirlo a la presencia de la eólica, lo cierto es que los costes de los servicios de ajuste en los que participa se han reducido considerablemente en 2016. En el caso de la regulación terciaria, que tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo y restituir la reserva de regulación secundaria utilizada, el precio medio ponderado, en euros por MWh, del servicio de energía a subir ha bajado un 21%; el de energía a bajar, un 22%.

En el caso de la gestión de desvíos, que tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo que pudieran identificarse con posterioridad al cierre de cada sesión del mercado intradiario, el precio medio ponderado del servicio de energía a subir ha descendido un 23%; el de energía a bajar, un 21%.

La Asociación Europea de la Industria Solar Termoeléctrica (ESTELA) y la Organización Internacional de Energía Termosolar (STELA World) han presentado dos informes en los que se argumenta cómo el Valor que aporta las plantas termosolares con almacenamiento es imprescindible para la incorporación de un mayor número de renovables y, por tanto, para alcanzar sistemas eléctricos libres de CO2.

Los dos informes, titulados El valor de la electricidad termosolar y El valor del almacenamiento térmico, determinan que la gestionabilidad es el valor fundamental que necesitan los sistemas energéticos actuales para ser más eficientes y facilitar la integración de las otras tecnologías renovables no gestionables o fluyentes.

Estos estudios han sido elaborados con el objetivo de ofrecer una nueva perspectiva más allá del simple coste/precio en la comparación de las tecnologías renovables de generación eléctrica, poniendo en valor las ventajas del almacenamiento energético que ofrecen los sistemas gestionables.

De esta forma, las nuevas medidas de inversión hacia una transición energética sostenible deberían ser planteadas, no sólo desde la perspectiva del coste en términos Capex/Opex de una central, sino teniendo en cuenta como factor esencial el valor que cada nueva central añade al sistema eléctrico de un país. Sobre esta base, las decisiones estratégicas con visión de futuro se abrirán camino hacia una combinación de energía mejor integrada y optimizada. La cifra del coste de generación, o del concepto académico del LCOE, no deben seguir siendo la base para la planificación del mix de generación futuro.

“Además, más allá del mero impacto técnico en el sistema eléctrico del almacenamiento y la gestionabilidad, las políticas industriales, el empleo y el liderazgo tecnológico también deberían ser debidamente valorados por los responsables políticos, especialmente en nuestro país”, afirma Luis Crespo, presidente de ESTELA y secretario general de Protermosolar.

El valor de la electricidad termosolar destaca que, de continuar dejando de lado el valor añadido de las tecnologías gestionables de cara a lograr los objetivos acordados en la COP 21 de París para los años 2030/2050, no será posible un sistema de energía libre de CO2 para entonces y pronto empezarán a saturarse las inversiones en este tipo de tecnologías.

En un sistema energético, el Valor proviene esencialmente de la capacidad de almacenamiento de una planta y puede ser expresado tanto en términos operativos (despacho a las horas de demanda pico, horas de funcionamiento efectivo, ahorros de reservas rodantes, contribución a los servicios auxiliares del sistema,…), como en términos de capacidad adicional (ahorro en inversiones de nuevas centrales de respaldo).

Según el informe El valor del almacenamiento, el exceso de generación de energía que se está dando en el mercado evidencia una creciente necesidad, tanto en países industrializados como en economías emergentes, de una integración de sistemas y tecnologías con capacidad de almacenamiento. Además del consecuente desaprovechamiento de energía que produce el exceso de generación ‘fluyente’ también puede conducir a bajos rendimientos en inversiones al reducir la retribución del mercado a quienes ofrecen el mismo producto inflexiblemente al mismo tiempo.

Este último informe destaca que las plantas termosolares con almacenamiento parecen ser, hasta la fecha, casi la única opción viable. Además del valor añadido al sistema de energía en términos operacionales y de capacidad, añaden estabilidad inercial a la red y tienen un impacto macroeconómico altamente positivo. La tecnología de almacenamiento puede suministrar electricidad base como hacen las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles.

Por ello, Luis Crespo considera que “en lugar de buscar soluciones a la sobrecapacidad puntual es mejor evitar dicha patología con una mayor componente de tecnologías con almacenamiento”. En este sentido, el informe señala que las plantas termosolares con almacenamiento y las plantas híbridas PV-CSP parecen ser, hasta la fecha, casi las únicas opciones viables a gran escala.

ESTELA concluye que los reguladores de los sistemas energéticos de todos los países deben proporcionar un marco eficiente para la industria y los mercados de cara a conseguir una proporción más equilibrada entre tecnologías gestionables y no gestionables, para alcanzar los objetivos de penetración de las energías renovables en todo el mundo.

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