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La eólica y la solar aumentarán a casi “50 por 50”, el 50% de la generación mundial para 2050, gracias a las reducciones abruptas de costes y la llegada de baterías cada vez más baratas, que permitirán almacenar y descargar electricidad para cumplir con los cambios en la demanda y la oferta.

Bloomberg NEF (BNEF) ha publicado su análisis anual a largo plazo del futuro del sistema eléctrico mundial: New Energy Outlook (NEO) 2018, es el primer informe en resaltar el enorme impacto que tendrá la caída de costes de las baterías en el mix energético durante las próximas décadas. BNEF predice que los precios de las baterías de iones de litio, que ya han descendido en casi un 80% por megavatio-hora desde 2010, continuarán cayendo a medida que se desarrolle la fabricación de vehículos eléctricos a lo largo de la década de 2020.

BNEF pronostica que se invertirán 548.000 M$ en capacidad de baterías para 2050, dos tercios de ello a nivel de la red y un tercio instalado “detrás del contador” de hogares y empresas. La llegada del almacenamiento en baterías barato significa que cada vez será más posible mejorar la entrega de electricidad de las energías eólica y solar, de modo que estas tecnologías puedan ayudar a satisfacer la demanda incluso cuando el viento no sopla y el sol no brilla. El resultado será que las energías renovables se comerán cada vez más el mercado existente de carbón, gas y energía nuclear.

NEO 2018 prevé una inversión global de 11.500 b$ en nueva capacidad de generación de energía entre 2018 y 2050, de los cuales 8.400 b$ se destinarán a energía eólica y solar y otros 1.500 b$ a otras tecnologías neutras en carbono como la hidráulica y la nuclear.

Esta inversión hará crecer la potencia fotovoltaica 17 veces en todo el mundo, y en seis veces la potencia eólica. Se pronostica que el coste nivelado de la electricidad, o LCOE, de las nuevas plantas fotovoltaicas caerá un 71% más para el 2050, mientras que el coste de la eólica terrestre caerá un 58% adicional. Estas dos tecnologías ya han visto reducciones del LCOE del 77% y 41% respectivamente entre 2009 y 2018.

Según BNEF, el carbón emerge como el mayor perdedor a largo plazo, al ser batido por los costes de eólica y fotovoltaica para la generación de electricidad a gran escala, y por las baterías y el gas por la flexibilidad, el futuro sistema eléctrico se reorganizará en torno a las energías renovables baratas.

El papel del gas en el mix de generación evolucionará, cada vez más las centrales eléctricas a gas se construirán y utilizarán para proporcionar respaldo a las energías renovables, en lugar de producir la llamada electricidad de carga base o las 24 horas del día. BNEF estima que se invertirán 1.300 b$ en nueva capacidad hasta el 2050, casi la mitad en plantas de gas para recorte de picos, en lugar de turbinas en ciclo combinado. Se estima que la generación a gas crecerá un 15% entre 2017 y 2050, aunque su participación en la electricidad mundial disminuirá del 21% al 15%.

Se prevé que las tendencias de quema de combustible en todo el mundo serán nefastas a largo plazo para la industria del carbón, pero moderadamente alentadoras para el sector de extracción de gas. NEO 2018 ve que el carbón quemado en centrales eléctricas cae un 56% entre 2017 y 2050, mientras que el del gas sube un 14%.

La perspectiva bajista para el carbón significa que NEO 2018 ofrece una proyección más optimista para las emisiones de carbono que el informe equivalente de hace un año. BNEF ahora considera que las emisiones del sector de la electricidad aumentarán un 2% desde 2017 a un máximo en 2027, y luego caerán un 38% hasta 2050.

Sin embargo, esto aún significaría que la electricidad no cumpliría su parte del esfuerzo para mantener los niveles globales de CO₂ por debajo de 450 ppm, el nivel considerado por el Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático como consistente para limitar el aumento de las temperaturas a menos de 2 ºC.

Incluso si todas las plantas de carbón del mundo se desmantelaran para el año 2035, el sector de la energía seguiría estando por encima de una trayectoria segura para el clima, quemando demasiado gas. Llegar a 2 ºC requiere una solución neutra en carbono para los extremos estacionales..

New Energy Outlook de BNEF se basa en la evolución de la economía de las diferentes tecnologías energéticas y en las proyecciones para los fundamentos de la demanda de electricidad, como la población y el PIB. Asume que las configuraciones de políticas energéticas existentes en todo el mundo permanecen vigentes hasta su expiración programada, y que no hay medidas gubernamentales adicionales.

Entre los otros aspectos destacados de NEO 2018 se encuentran las altas tasas de penetración de las energías renovables en muchos mercados (87% del suministro total de electricidad en Europa para 2050, 55% para EE.UU., 62% para China y 75% para India). También destaca un cambio hacia una mayor “descentralización” en algunos países como Australia, donde a mediados de siglo la fotovoltaica y las baterías representan el 43% de toda la capacidad.

NEO 2018 también analiza el impacto de la electrificación del transporte en el consumo de electricidad. Se estima que los vehículos y autobuses eléctricos utilizarán 3.461 TWh de electricidad a nivel mundial en 2050, lo que equivale al 9% de la demanda total. Se pronostica que alrededor de la mitad de las recargas necesarias se realizarán sobre una base “dinámica”, aprovechando los períodos en que los precios de la electricidad son bajos debido a la alta producción de energías renovables.

La utilización de drones es ya una realidad para Eiffage Energía. La compañía incorpora el uso de drones en sus procesos de desarrollo y mantenimiento de instalaciones, y como una herramienta innovadora en los procesos de ejecución y mantenimiento de instalaciones eléctricas, labores de mantenimiento de instalaciones de generación y transporte de energía de Eiffage Energía.

La puesta en marcha de estos drones mejora la experiencia tanto para el cliente como para los trabajadores de la compañía. El uso de drones reduce la fatiga física para los operarios y minimiza el esfuerzo y la exposición en factores orográficos (en tendidos y en inspecciones) para los trabajadores.
Desde el punto de vista del cliente, los drones acortan los tiempos de ejecución de cada trabajo y la reducción de averías, disminuyendo drásticamente los costes de mantenimiento y aumentando las horas de funcionamiento de la instalación.

Principalmente Eiffage Energía aplica esta nueva tecnología en tres líneas de actuación:

  • Mantenimiento de plantas fotovoltaicas en la realización de termografías periódicas de los módulos fotovoltaicos. Esta aplicación se realiza mediante el montaje de estas cámaras en el propio dron y la realización de vuelos sobre la superficie de la planta fotovoltaica.
  • Vuelos para inspección de líneas eléctricas de alta tensión. Mediante esta aplicación se puede monitorizar los diferentes elementos de las líneas eléctricas de alta tensión, mediante la utilización de la cámara de termografía y la utilización de cámaras de video de alta resolución.
  • Tareas de ejecución de instalaciones de generación eléctrica por fuentes renovables. Actualmente, Eiffage Energía ha introducido los vuelos periódicos de drones en las obras de ejecución de instalaciones de generación eléctrica por fuentes renovables como un elemento más de seguimiento de los trabajos.

La innovación de la introducción de drones en los procesos de ejecución y mantenimiento de instalaciones de generación cuentan con algunas ventajas como: el aumento de la productividad sobre los métodos de inspección tradicional, mayor fiabilidad en la realización de los diagnósticos de estado de las instalaciones, o el ahorro de tiempo para la toma de decisiones en lo referente a la instalación por lo que se pueden detectar disminuciones de rendimiento, entre mucho otros.

Y en el caso de las líneas eléctricas de alta tensión, algunas ventajas pasan por: mejora de la fiabilidad de la detección de averías o fallos en los elementos de la línea, aumento de la productividad sobre los métodos de inspección tradicional o la medición de las distancias contra la vegetación, para realizar el mantenimiento adecuado de las zonas arboladas y evitar incendios.
Eiffage Energía refuerza su proyecto de innovación en buena parte gracias a la introducción de los drones en las líneas de actuación citadas anteriormente. El uso de drones supone elevar la fiabilidad y seguridad de los operarios en el mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas y en líneas de alta tensión, donde desde hace algún tiempo su filial EDS ya está utilizando.

El sector agrega un récord de 167 GW de capacidad de generación, creciendo un 8,3% en 2017

A finales de 2017, la capacidad mundial de generación renovable aumentó en 167 GW y alcanzó los 2.179 GW en todo el mundo. Esto representa un crecimiento anual de alrededor del 8,3%, según los nuevos datos publicados por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA). Renewable Capacity Statistics 2018 son las cifras más completas, actualizadas y accesibles sobre estadísticas de capacidad de energía renovable. Contienen casi 15.000 fuentes de datos de más de 200 países y territorios. 

Estos últimos datos confirman que la transición energética mundial continúa avanzando a un ritmo acelerado, gracias a la rápida caída de los precios, las mejoras tecnológicas y un entorno político cada vez más favorable“, dijo el Director General de IRENA, Adnan Z. Amin. “La energía renovable es ya la solución para los países que buscan apoyar el crecimiento económico y la creación de empleo, al igual que para aquellos que buscan limitar las emisiones de carbono, ampliar el acceso a la energía, reducir la contaminación atmosférica y mejorar la seguridad energética.”

A pesar de esta clara evidencia de fortaleza en el sector de generación de energía, una transformación energética completa va más allá de la electricidad incluyendo los sectores de uso final de calefacción, refrigeración y transporte, donde hay una oportunidad sustancial para el crecimiento de las energías renovables,” agregó el Sr. Amin.

La energía solar fotovoltaica creció un sorprendente 32% en 2017, seguida de la energía eólica, que creció un 10%. Detrás de este crecimiento están las reducciones sustanciales de costes, con el LCOE de la energía solar fotovoltaica disminuyendo en un 73% y el de la energía eólica terrestre en casi una cuarta parte entre 2010 y 2017. Ambas tecnologías están ahora dentro del rango de costes de la energía generada mediante fósiles combustibles.

China continuó liderando las adiciones de capacidad global, instalando casi la mitad de toda la nueva capacidad en 2017. El 10% de todas las nuevas incorporaciones de capacidad provino de India, principalmente en solar y eólica. Asia representó el 64% de las nuevas adiciones de capacidad en 2017, frente al 58% del año pasado. Europa agregó 24 GW de nueva capacidad en 2017, seguida de Norteamérica con 16 GW. Brasil se puso en el camino de un despliegue acelerado de energías renovables, instalando 1 GW de generación solar, un aumento de diez veces respecto al año anterior.

La capacidad de las energías renovables sin conexión a red experimentó un crecimiento sin precedentes en 2017, con un estimado de 6,6 GW sirviendo a clientes no conectados a la red. Esto representa un crecimiento del 10% respecto del año pasado, con alrededor de 146 millones de personas que ahora usan energías renovables sin conexión a red.

Aspectos destacados por tecnología

Energía hidroeléctrica: la cantidad de nueva capacidad hidroeléctrica encargada en 2017 fue la más baja observada en la última década. Brasil y China siguieron representando la mayor parte de esta expansión (12,4 GW o 60% de toda la nueva capacidad). La capacidad hidráulica también aumentó en más de 1 GW en Angola e India.

Energía eólica: tres cuartas partes de la nueva capacidad de energía eólica se instalaron en cinco países: China (15 GW), EE.UU. (6 GW), Alemania (6 GW), Reino Unido (4 GW) e India (4 GW). Brasil y Francia también instalaron más de 1 GW.

Bioenergía: Asia siguió representando la mayor parte del aumento en la capacidad de bioenergía, con aumentos de 2,1 GW en China, 510 MW en India y 430 MW en Tailandia. La capacidad de bioenergía también aumentó en Europa (1GW) y Sudamérica (0,5 GW), pero el aumento en Sudamérica fue relativamente bajo en comparación con años anteriores.

Energía solar: Asia continuó dominando la expansión de la capacidad solar mundial, con un aumento de 72 GW. Tres países representaron la mayor parte de este crecimiento, con aumentos de 53 GW (+68%) en China, 9,6 GW (+100%) en India y 7 GW (+17%) en Japón. Solo China representó más de la mitad de toda la nueva capacidad solar instalada en 2017. Otros países que instalaron más de 1 GW de energía solar en 2017 fueron: EE.UU. (8,2 GW), Turquía (2,6 GW, Alemania (1,7 GW), Australia (1,2 GW); Corea del Sur (1,1 GW) y Brasil (1 GW).

Energía geotérmica: la capacidad de energía geotérmica aumentó en 644 MW en 2017, con importantes expansiones en Indonesia (306 MW) y Turquía (243 MW). Turquía superó el nivel de capacidad geotérmica de 1 GW al final del año e Indonesia se acerca rápidamente a los 2 GW.

Instalación de procesamiento, almacenamiento de biomasa y planta de generación de energía eléctrica a partir de biomasa de 50 MW en Huelva (España). Foto cortesía de ENCE | Processing facilities, biomass storage and 50 MW biomass power plant in Huelva (Spain). Photo courtesy of ENCE

Según un nuevo informe de ecoprog, a principios de 2017 había en operación en todo el mundo 3.510 plantas de biomasa, que generaban electricidad y calor a partir de biomasa sólida, con una potencia instalada total de 52,8 GW. A fines de 2017, ecoprog estima que había alrededor de 3.700 centrales operativas, con una potencia de aproximadamente 56,2 GW. En solo un año, se pusieron en servicio casi 200 plantas de biomasa con una potencia de casi 3 GW. Las significativas tasas de crecimiento en Asia están compensando el desarrollo menos dinámico en los mercados clave europeos. Al mismo tiempo, en 2017 continuó la consolidación y la globalización entre los proveedores de tecnología.

El mercado de las centrales eléctricas de biomasa, el número de plantas y sus respectivas potencias, es resultado de los esquemas de subsidios y la disponibilidad de condiciones económicas positivas en lugares favorables, por ejemplo, en la industria azucarera o papelera. Los activos de regiones con altos subsidios políticos en forma de tarifas de inyección a red, son plantas relativamente jóvenes, que se caracterizan por ser de pequeña escala. Este es el caso en la mayoría de países europeos, donde actualmente, muchos sistemas subvencionan principalmente plantas de pequeña escala, debido a la sostenibilidad ecológica. Por tanto, las plantas europeas son, en promedio, más pequeñas que en otras regiones, como Norteamérica. Por el contrario, la disponibilidad de combustible es el factor determinante en América del Norte y del Sur, así como en muchos mercados asiáticos, ya que los niveles de subsidio suelen ser más bajos que en Europa.

Norteamérica y Europa utilizan principalmente madera para generar energía, mientras que los países de América del Sur incineran principalmente bagazo, un residuo de la industria de la caña de azúcar. Los residuos agrícolas como paja, cáscara de arroz y racimos vacíos de la industria del aceite de palma, representan los principales combustibles en Asia. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2018

JinkoSolar ha firmado un acuerdo de suministro de paneles solares de 2.750 MW con NextEra Energy, dando lugar al acuerdo de suministro de paneles solares más grande de la historia. La compañía de servicios públicos NextEra Energy opera aproximadamente 47.000 MW de capacidad de generación neta y emplea aproximadamente a 14.000 personas en 33 estados a lo largo de Canadá y EE.UU. NextraEra Enegy es un líder global en energía renovable y tiene planes para poseer 7.000 MW de capacidad de generación solar y eólica entre 2017 y 2020.

JinkoSolar ofrece una combinación de tecnología solar avanzada, productos de alta calidad, servicio localizado y alta bancabilidad de los proyectos. La unión de dos grandes compañías renovables no solo ha mejorado aún más la posición de ambas partes en la industria solar, sino que, a largo plazo, conducirá a un menor coste de producción y, posteriormente, a una mayor demanda de precios de la energía estables y razonables. La asociación entre los dos líderes de la industria permite sinergias altamente visibles y crea una situación win-win, lo que permite el crecimiento sostenible continuo de ambas partes.

A medida que NextEra Energy continúa invirtiendo fuertemente en nuevos proyectos solares en todo el país, estamos encantados de tener la oportunidad de comprar módulos solares rentables y fiables fabricados aquí en EE.UU. JinkoSolar comparte nuestro compromiso de ofrecer soluciones asequibles de energía limpia“, ha declarado Jim Robo, Presidente y CEO de NextEra Energy.

Para nosotros, esta asociación con NextEra no se trata de la gran cantidad de pedido. Por el contrario, lo que valoramos más en este acuerdo es la relación a largo plazo que estableceremos con un socio importante. Los productos y tecnologías de JinkoSolar han resistido la prueba del tiempo. La compañía también ha experimentado un crecimiento continuo. Después de convertirse en el fabricante de módulos solares más grande del mundo con 6,65 GW de módulos suministrados en 2016, continuamos creciendo en 2017 al lograr una tasa de crecimiento del 47% y suministrar más de 9.7 GW de módulos. Teniendo en cuenta que EE.UU. es uno de nuestros mercados más importantes, la compañía valora altamente el desarrollo de asociaciones estratégicas a largo plazo en EE.UU. Esta asociación con NextEra se basa en una visión compartida y la creencia de la administración en el desarrollo sostenible. La alta bancabilidad de los productos JinkoSolar, el servicio superior de JinkoSolar y la reputación en la industria fueron los catalizadores fundamentales para esta asociación“, declara el CEO de JinkoSolar, Kangping Chen, al describir la importancia y las razones detrás de este acuerdo.

Norvento presentaron ayer públicamente su edificio CIne (Centro de Innovación Norvento Enerxía), uno de los más avanzados del mundo en materia de autogeneración e independencia energética a través de renovables.

Ubicado en Lugo, este edificio acoge la sede de la compañía y cuenta con capacidad para albergar hasta 200 trabajadores. Es, además, su centro principal de operaciones y monitorización de parques eólicos, e incluye un laboratorio para experimentación. El edificio CIne es un claro exponente de cómo la tecnología de Norvento puede ayudar al sector industrial a dotarse de plena capacidad de autoabastecimiento y autogestión energética mediante renovables.

Para hacer realidad este proyecto, que ha requerido más de 6 años de trabajo desde su diseño hasta su construcción, Norvento ha llevado a cabo una inversión total para este proyecto de 12 millones de euros.

Este edificio de más 4000 m2, y cuyo diseño arquitectónico ha sido obra del reconocido arquitecto navarro Patxi Mangado, es el fruto de décadas de I+D+i por parte de Norvento y está basado en tecnología desarrollada por la propia empresa. La totalidad de sus necesidades energéticas – tanto de electricidad como de calor/frio – se obtienen a través de diferentes fuentes renovables presentes in situ, lo que permite al edificio funcionar de manera autónoma desconectado por completo de la red eléctrica y de gas. Esto es posible en parte gracias a la integración de baterías, que permiten almacenar energía en los momentos de alta producción para así utilizarla cuando la producción cae.

Pablo Fernández Castro, presidente y fundador de Norvento, ha destacado que “queremos lanzar un mensaje al conjunto del sector industrial y empresarial: hoy ya es posible cambiar la manera en que obtienen y gestionan su energía en pro de una mayor eficiencia, ahorro, y por tanto una mayor competitividad. En definitiva, avanzar hacia una verdadera transición energética en nuestras economías”. 

Al acto de presentación oficial que ha tenido lugar hoy en Lugo han acudido Alberto Núñez Feijoo, presidente de la Xunta de Galicia, y Miguel Arias Cañete, comisario europeo de Acción por el Clima y Energía, que han estado acompañados por el presidente y fundador de Norvento Pablo Fernández Castro y la vicepresidenta de Norvento Marta Fernández Castro.

La compañía inicia ahora una etapa de crecimiento y expansión de su actividad. Con una facturación de 42 millones de euros en 2017, Norvento espera incrementar esta cifra hasta un 60% en 2020, para lo cual desplegará inversiones por valor de 150 millones.

Producción eólica por CCAA en 2017

De acuerdo a los datos hechos públicos por AEE, Castilla y León fue la comunidad autónoma más eólica en 2017 seguida en el ranking por Castilla la Mancha y Andalucía, mientras que Galicia se cae por primera vez de las tres primeras posiciones, según datos de la CNMC. Habrá que ver como evolucionan las estadísticas en 2018 y 2019 cuando la nueva potencia adjudicada en las subastas de 2016 y 2017 (4.600 MW) empiece a producir. La generación eólica en Castilla y León fue 11.061 GWh, lo que equivale al 80% del consumo eléctrico en la región. Con esta cifra se evitó la emisión a la atmósfera de 10,8 millones de toneladas de CO2.

Por su parte, Extremadura se estrenará como Comunidad Autónoma en la generación eólica con la construcción de su primer parque eólico promovido por Gas Natural Fenosa. Esta semana se ha puesto la primera piedra del parque eólico Merengue que estará ubicado en Plasencia y producirá alrededor de 155 GWh al año, es decir, el equivalente al consumo eléctrico anual de 44.000 viviendas –el doble de lo que general actualmente la ciudad extremeña–. Asimismo, esta infraestructura permitirá desplazar el uso de otras fuentes de generación eléctrica convencional, reduciendo en torno a 120.000 toneladas de CO2 al año. En total, 15 aerogeneradores con una potencia de 40 MW que no solo darán energía a la zona, sino que también repercutirá en la economía de los placentinos y de Extremadura en general.

Para el año que viene se espera que ya sean 16 las comunidades autónomas que produzcan electricidad con el viento. Ya sólo quedaría Madrid y las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla sin esta tecnología de generación limpia y renovable.

Por otra parte cabe destacar que 2017 fue un año con una primera parte con menos viento de la media histórica y un final de año que, especialmente en diciembre, hizo que se alcanzara a producir prácticamente la misma cantidad de electricidad eólica que en 2016.

Investigadores de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM) han desarrollado procedimientos y diseños para obtener energía de las corrientes marinas en zonas de gran profundidad optimizando los costes

Modelo a escala del dispositivo GESMEY en pruebas de mar. Fuente: UPM.

Uno de los inconvenientes que plantean los nuevos dispositivos diseñados para aprovechar la energía de las corrientes marinas en altas profundidades es su alto coste de fabricación, instalación y mantenimiento. Para abordar este problema, miembros del Grupo de Investigación Tecnológico en Energías Renovables Marinas (GITERM) de la UPM han desarrollado un método para el análisis del coste del ciclo de vida de un parque de generación de energía eléctrica -basado en estos dispositivos- que puede ser utilizado en fases de diseño tempranas.

Tras el amplio desarrollo de la energía eólica en el mar los expertos coinciden en que el siguiente paso es el aprovechamiento de la energía de las corrientes marinas, que se producen principalmente por las mareas. En la actualidad, en Europa y Canadá se están empezando a instalar los primeros parques de carácter experimental en base a dispositivos apoyados en el fondo del mar, denominados de primera generación. Se estima que alrededor del 80% de la energía de las corrientes se localiza en zonas de más de 40 m de profundidad, por lo que es necesario utilizar nuevos diseños de dispositivos que puedan operar en estas zonas en las que el coste de una gran estructura fijada al fondo hace inviables las soluciones de primera generación. Estos sistemas de segunda generación disponen de sistemas de fondeo, con una base o ancla fija en el fondo y una serie de cables que sujetan el dispositivo al fondo marino.

Nuestro dispositivo GESMEY, patentado por la universidad, ha sido el primer diseño probado en el mar a nivel mundial apto para trabajar totalmente sumergido. Gracias a la herramienta de análisis de costes desarrollada, hemos podido evaluar distintas alternativas de diseño con un objetivo final: reducir todo lo posible el coste de producción de la energía y facilitar que esta fuente renovable sea competitiva, desde un punto de vista tanto técnico como económico, ayudando a la lucha contra el cambio climático,” declara Amable López, investigador del grupo GITERM, de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Navales de la UPM.

Estos análisis económicos se integran con el desarrollo de nuevos sistemas de fondeo que utilizan sistemas más simples y robustos. Para el desarrollo de estos sistemas se utilizan potentes herramientas de simulación y control, también desarrolladas dentro del grupo GITERM.

Gracias a estos procedimientos y herramientas, el diseño inicial del dispositivo GESMEY y de su sistema de fondeo ha ido evolucionando de generadores con un gran rotor -similar al de los generadores eólicos- a generadores con varios rotores como el del dispositivo Hive-TEC (también patentado por la UPM) que han permitido bajar el coste estimado de la energía producida en un 30%. El grupo de investigación sigue trabajando para lograr una comercialización exitosa en el futuro de los dispositivos de energía renovable mareomotriz ya que el potencial de generar electricidad a partir de las corrientes marinas es enorme.

Como señala José Andrés Somolinos, otro de los investigadores de GITERM, “la energía de las mareas es una fuente renovable que tiene un valor adicional en un futuro mercado de energía con respecto a otras fuentes de energía renovables gracias a su alta predictibilidad. Además, las tecnologías de energía de las mareas se caracterizan por una energía libre de emisiones de CO2 que contribuye al crecimiento económico y a la creación de empleo en las zonas costeras y áreas remotas.

La grave sequía que ha afectado a nuestro país durante el año 2017 ha tenido unos graves efectos para la generación hidráulica, que ha pasado de aportar desde el 14,6% de la electricidad en 2016 al 7,3% del 2017. Especialmente grave es la situación de las centrales minihidráulicas, en general pequeñas empresas que no disponen de otros ingresos para compensar las pérdidas. De media, las centrales minihidráulicas funcionaron unas 1.400 horas, prácticamente la mitad de la estimación oficial de 2.750 necesarias para obtener una rentabilidad razonable. La pérdida de la retribución Ri por no alcanzar la producción mínima supone una pérdida adicional del orden del 25%. Este efecto perverso del modelo retributivo viene a sumarse al recorte que ya sufrió el sector minihidráulico con la reforma eléctrica de 2013, que supuso una pérdida del 67% de la retribución regulada.

La Organización Meteorológica Mundial (OMM) y la NASA confirmaron este mes que 2017 había sido uno de los tres años más calurosos desde 1880, completando esta triada los años 2015 y 2016. Adicionalmente, España ha sufrido en 2017 una importante sequía y las centrales hidráulicas sufrieron sus efectos de forma severa.

Un año nefasto para la producción hidráulica

Con los datos en la mano, la actual sequía ha provocado la mayor disminución de la generación hidráulica desde que se produjo la moratoria renovable y se modificó el esquema retributivo. Tendríamos que remontarnos a 2012, cuando la hidráulica aportó el 7,7% de la generación eléctrica, para ver cifras similares.

La sequía ha afectado a la generación de todo tipo de centrales hidráulicas, grandes y pequeñas, dado que la aportación total se redujo un 47,5% en el cómputo global respecto al año 2016. Sin embargo, las centrales minihidráulicas, la forma de generación eléctrica más respetuosa con el medioambiente suele estar en manos de pequeñas y medianas empresas que tienen más dificultad para asimilar esta disminución en los ingresos que los adjudicatarios de grandes centrales. Aunque en promedio la perdida prevista es del 25%, en algunos casos las pérdidas de ingresos son prácticamente del 100%.

A la grave penalización que ya supone la disminución de generación por causas de la sequía, que ha provocado pérdidas muy cuantiosas en la venta de energía eléctrica, se añade la posible e injusta pérdida de la retribución regulada.

Un efecto perverso del modelo retributivo

El actual modelo retributivo no está diseñado para la tecnología minihidráulica, que sufre importantes variaciones de producción anual. Esto conlleva a que existan penalizaciones importantes por reducir la generación y no se prevean excepciones como la actual sequía. Esta exigencia de un mínimo de producción fue un mecanismo tendente a incentivar la disponibilidad de las centrales y no desperdiciar el recurso renovable.

Cuando el agua escasea, las centrales minihidráulicas se quedan sin recurso sin que exista ninguna opción posible para aumentar la producción y sufriendo, por la sequía, una penalización adicional.

El origen del cambio de modelo retributivo que sufrió el sector fue la llamada “rentabilidad razonable”, rentabilidad que, en ningún caso, se alcanzará de aplicarse las penalizaciones por baja producción. El hecho de que muchas estén al final de su vida regulatoria, por lo tanto, se quedarán sin Ri en breve, hace que la párdida de esta en un año sea irrecuperable.

El sector pide la comprensión del regulador

Según los datos recopilados por APPA Hidráulica, que representa desde hace más de 30 años los intereses de esta tecnología, las centrales minihidráulicas han funcionado en 2017 una media de 1.400 horas, cifra muy alejada del modelo de retribución oficial (2.750 horas), modelo no diseñado para esta tecnología. Adicionalmente a la pérdida de ingresos por la menor venta de energía al mercado, se da el caso de que algunas centrales no alcanzarán el umbral mínimo de funcionamiento. Esto hará que se pierda alrededor del 25% de la retribución (Ri) sin que los productores puedan hacer nada para remediarlo.

Desde el sector se pide al regulador que, al igual que se aplican medidas excepcionales para la agricultura o la ganadería cuando hay graves sequías, se tengan en cuenta los efectos negativos que produce la sequía en el sector. “Simplemente pedimos que se entienda el problema que afecta a esta tecnología”, ha explicado Oriol Xalabarder, presidente de APPA Hidráulica. “No pedimos incrementar los costes del sistema, pero sí que se retribuya al sector hidráulico con la partida prevista sin que exista penalización adicional por la sequía que sufrimos”, ha comentado Xalabarder.

Bloomberg New Energy Finance ha publicado un nuevo informe sobre el mercado global de almacenamiento de energía. 2017 Global Energy Storage Forecast revela que este mercado crecerá hasta un valor acumulado de 125 GW/305 GWh para 2030, lo que atraerá una inversión de 103.000 M$ durante ese período. Aunque esto representará una fracción de la capacidad total de generación instalada, el sistema eléctrico será fundamentalmente diferente. El almacenamiento a escala comercial se convierte en una alternativa práctica a la construcción de nueva generación o al refuerzo de la red, especialmente para los activos infrautilizados en algunos mercados. El almacenamiento detrás del contador se usará cada vez más para proporcionar servicios del sistema, como capacidad punta, en la parte superior de las aplicaciones del cliente.

El mercado mundial de almacenamiento de energía se duplicará seis veces entre 2016 y 2030, y se elevará a un total de 125 GW/305 GWh. Esta es una trayectoria similar a la notable expansión que experimentó la industria solar entre 2000 y 2015, en la que la participación de la energía fotovoltaica como porcentaje de la generación total se duplicó siete veces.

A nivel regional, la instalación de almacenamiento de energía se distribuirá de manera más o menos uniforme entre las regiones APAC, EMEA y AMER. En los primeros años, entre 2017 y 2020, la región APAC representará casi la mitad de la capacidad total instalada, ya que Corea del Sur, Japón, Australia y China han apoyado con anterioridad la construcción en estos mercados. Ocho países liderarán el mercado, y para 2030 el 70% de la capacidad se instalará en EE.UU., China, Japón, India, Alemania, Reino Unido, Australia y Corea del Sur. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Diciembre 2017-Enero 2018

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