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AleaSoft analiza el mercado eléctrico español en sus primeros años hasta el inicio de la crisis, desde 1998 hasta 2008, como parte de una serie de artículos sobre el mercado, para celebrar el 20 aniversario de su fundación como líder en el campo de las previsiones para el sector. Esta etapa estuvo caracterizada por el aumento de la demanda y de la potencia instalada de ciclos combinados y eólica. El precio de los combustibles creció durante esta etapa, en la que también surgió el mercado de derechos de emisión de CO2.

El pasado 8 de octubre AleaSoft cumplió 20 años y para celebrarlo, la consultora está publicando una serie de artículos sobre el mercado eléctrico español, uno de los mercados en los que está especializada. En esta ocasión se realiza el análisis de los primeros años del mercado hasta el comienzo de la crisis económica, entre 1998 y 2008. El análisis está centrado en el comportamiento de los precios del mercado, la demanda eléctrica, la potencia instalada y la producción por tecnologías y los intercambios internacionales.

Precios del mercado eléctrico español

Los precios del mercado eléctrico español han ido aumentando paulatinamente desde que entró en funcionamiento en 1998. Las variaciones de los precios del mercado durante el período de 1998 a 2008 estuvieron estrechamente relacionadas con el comportamiento de la producción hidroeléctrica, del hueco térmico, de los precios de los principales combustibles para la generación eléctrica, gas y carbón, y de los precios de los derechos de emisión de CO2.

En el primer año de funcionamiento del mercado, 1998, el promedio del precio fue de 25,06 €/MWh, un precio que es prácticamente la mitad de los precios que se están registrando en los últimos años. Entre 1998 y 2001, el precio subió un 20% hasta superar los 30 €/MWh.

En el año 2002, el aumento del 1,9% de la demanda eléctrica, unido a la mayor caída de la producción hidroeléctrica registrada en el período analizado, de un 48%, hizo aumentar los precios del mercado eléctrico, que cerraron con una media anual de 37,48 €/MWh, 7,41 €/MWh superior al del año anterior. El siguiente año, en 2003, la recuperación de la producción hidroeléctrica, de un 89%, hizo que el precio promedio para ese año registrara la mayor caída en esta primera mitad de la historia del mercado, de un 23% respecto al año anterior.

El mayor incremento anual registrado en los precios del mercado fue en el año 2005, coincidiendo con la entrada en funcionamiento del mercado de derechos de emisión de CO2. En ese año, el precio promedio fue de 53,68 €/MWh, un 92% por encima del año anterior. Esta subida estuvo favorecida por la caída de la producción hidroeléctrica, de un 41%, además del incremento de un 6,2% de la demanda de electricidad, el aumento de los precios de los combustibles, fundamentalmente del gas, de un 55%, también del precio del petróleo Brent, que ese año registró una subida del 42%, y la fuerte influencia que comenzó a ejercer el mercado de derechos de emisión de CO2 sobre el mercado eléctrico español.

En los siguientes años el precio bajó respecto al 2005, con descensos del 5,9% y 22% para 2006 y 2007, tras una ligera recuperación en la producción hidroeléctrica y descensos en los precios del CO2 del 3,6% y 28%, respectivamente. En el año 2007 los precios del gas bajaron un 27%, lo que también favoreció el descenso de los precios del mercado de electricidad.

A las puertas del inicio de la crisis económica global en el año 2008, tras un aumento del 76% en los precios del mercado de derechos de emisión de CO2 y una caída de la producción hidroeléctrica de un 15%, los precios del mercado eléctrico español sufrieron un incremento del 64% con respecto al año anterior. Dicho incremento también estuvo favorecido por una importante subida de los precios de los combustibles para la generación eléctrica. En el año 2008 los precios del gas aumentaron un 64% y los del carbón un 61%. En el mismo contexto, el precio del barril de petróleo Brent aumentó también, en un 34%. El precio promedio para el 2008 en el mercado eléctrico de España fue de 64,43 €/MWh, el mayor valor registrado desde que entrara en funcionamiento el mercado hasta el cierre del año 2018. Entre el año de entrada en funcionamiento, 1998, y diez años después cuando se registró el año más caro, 2008, el precio creció un 157%.

En cuanto a los precios horarios del mercado, con la entrada de la eólica en el mix de electricidad español se producen las primeras horas con precio 0 €/MWh, el 31 de diciembre del año 2002 a la hora 23 y el 1 de enero del año 2003 a las horas 9 y 10. La hora con el precio más alto del período analizado fue la hora 20 del 10 de enero de 2002 con un precio de 135,41 €/MWh.

El 1 de julio de 2007 el sistema eléctrico español se integró con el portugués, surgiendo el mercado eléctrico MIBEL. En el segundo semestre de 2007 el acoplamiento de los mercados español y portugués se produjo el 19% de las horas y en el año 2008 subió casi el doble, hasta el 38% de las horas.

Precio del mercado eléctrico e inflación

alea2Durante el período entre el comienzo del mercado hasta 2008, el índice de precios de consumo (IPC) aumentó un 39%. Si corregimos el precio del mercado con la inflación, el incremento en el mercado eléctrico español en ese período baja del 157% al 86%.

Hay que tener en cuenta que 1998 fue el año con el precio más bajo, y que 2008 fue un año puntualmente caro donde coincidieron una baja producción hidroeléctrica y un precio alto del barril de petróleo Brent y de los derechos de emisión de CO2. Si se analiza la tendencia de los precios del mercado durante este período, eliminando las fluctuaciones del precio año a año, la conclusión es que durante esta primera mitad de la historia del mercado eléctrico español el precio subió un 145%, que corregido con la inflación se queda en un 68%.alea3

Demanda eléctrica de España peninsular

alea4Desde la entrada en funcionamiento del mercado eléctrico español en 1998 hasta finales de 2008, cuando comenzó la crisis económica, la demanda de electricidad de España creció un 53%. Durante este período el aumento de la demanda estuvo vinculado directamente al crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB) del país, que se incrementó en un 42%. El mayor crecimiento de la demanda, durante el período de 1998 a 2008, fue en el año 1998, con una variación del 7,9% respecto al año anterior. El año 2008, en el que se inició la crisis económica global, fue el de menor crecimiento registrado del período analizado, con una variación más moderada del 1,4%.

Potencia instalada y producción por tecnologías en España peninsular

En los inicios del período analizado, con el surgimiento del mercado eléctrico, el conjunto de tecnologías para la generación de electricidad en España estaba bastante diversificado. En el año 1998 el principal recurso disponible para la generación era el hidroeléctrico. La potencia instalada de esta tecnología, entre sus distintas variantes: bombeo, embalses y fluyente, alcanzaba casi el 40% de toda la capacidad de generación en España. Le seguían la generación con carbón, con un 23% de la capacidad total, y la generación nuclear, con un 16%. Sin embargo, la tecnología que más electricidad generaba en España era el carbón, seguido de cerca por la energía nuclear.

alea5Otra fuente de energía renovable disponible ese año era la eólica, pero con una participación muy discreta, pues apenas el 1% de la capacidad de generación era de esta fuente. Sin embargo, en el período 1998-2008 se instaló en España un promedio de aproximadamente 1,5 GW de potencia eólica cada año. Ese ritmo de crecimiento fue solo superado por el de la instalación de centrales de ciclos combinados de gas. Al ser una tecnología más eficiente y con menor impacto medioambiental que la generación térmica tradicional, los ciclos combinados de gas debutaron en el mercado español en 2002, superando en potencia instalada a la generación con fuel y gas en solamente cuatro años. Durante el período analizado esta fue la tecnología con mayor crecimiento, instalándose en promedio más de 3 GW cada año desde 2002 hasta 2008.

Por otra parte, la potencia total de generación eléctrica en el sistema peninsular español creció cada año durante el período analizado, más notablemente a partir de 2002, coincidiendo con la entrada de los ciclos combinados de gas. El sistema eléctrico peninsular casi duplicó su potencia instalada de aproximadamente 47,54 GW en 1998 a alrededor de 89,54 GW en 2008. La cuota de cada tecnología en el parque de generación de electricidad en este período también se modificó. El parque pasó de estar dominado por la energía hidroeléctrica a tener una distribución más equitativa entre las principales tecnologías en 2008: ciclos combinados de gas, hidroeléctrica y eólica.

alea6La potencia instalada de energía solar fue muy discreta durante todo el período. En 2008 la capacidad fotovoltaica era apenas del 4% del total del sistema y para esa fecha la potencia termosolar instalada era despreciable respecto al resto de tecnologías.

La producción con ciclos combinados de gas, al ser la tecnología de mayor crecimiento de potencia, al término del período analizado ya había desplazado indiscutiblemente a la generación con carbón, e incluso se redujo la producción con esta última tecnología a pesar de que la potencia instalada en el país se mantuvo constante. Este fenómeno ocurre fundamentalmente al ser desplazada en el mercado por otras tecnologías más rentables y menos contaminantes.

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Intercambios internacionales

En el período de 1998 a 2008 los intercambios internacionales de energía del sistema eléctrico de España peninsular se caracterizaron por un aumento continuo de las exportaciones. Hacia finales de 2003, el total de las exportaciones sobrepasó al total de importaciones, percibiéndose un cambio en el comportamiento global de los flujos de intercambio, pasando de ser netamente importador a ser claramente exportador a partir de 2004.

alea8Este efecto se encuentra directamente asociado con el aumento en los flujos de intercambio hacia Portugal y en menor medida hacia Marruecos, que fueron principalmente exportadores, mientras que el flujo importador desde Francia se mantuvo estable. Los flujos totales anuales, tanto de exportación como de importación, fueron aumentando paulatinamente, pero en este período se registró un importante aumento en los intercambios entre España y Portugal, llegando a ser en 2008 el 58% del total de los intercambios registrados ese año. La entrada en funcionamiento del mercado MIBEL el 1 de julio de 2007 fue una de las razones que favoreció el incremento de las exportaciones desde España hacia Portugal. En el segundo semestre de 2007 las exportaciones hacia Portugal crecieron un 60% respecto al primer semestre de ese año y un 73% respecto al mismo semestre del año anterior.

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Brent, combustibles y CO2

Los precios del petróleo Brent en el mercado spot, desde el año 2002 hasta el año 2008, aumentaron de forma continua. El precio promedio anual del petróleo Brent pasó de 24,99 $/bbl en el año 2002 hasta alcanzar un valor casi cuatro veces mayor en 2008, de 96,85 $/bbl. La subida de precios más pronunciada fue la correspondiente al año 2005, cuando se alcanzó un precio promedio de 54,38 $/bbl, un 42% superior al precio promedio del año anterior, de 38,22 $/bbl.

En el período 2002 2008, los precios del gas Zeebrugge en general mantuvieron una tendencia ascendente, a excepción del año 2007. Este año el precio promedio del gas fue de 15,66 €/MWh, un 27% inferior al precio del año anterior, de 21,40 €/MWh. Como resultado de la tendencia ascendente experimentada, el precio del gas Zeebrugge pasó de los 9,09 €/MWh en 2002 a los 25,74 €/MWh de 2008, produciéndose el ascenso más significativo en 2008, de un 64% respecto al 2007.

alea10En el caso de los precios del carbón API 2, al igual que en el caso de los otros combustibles, aumentaron desde el año 2002, en que el precio promedio fue de 31,62 $/t, hasta el año 2008, cuando el precio promedio fue de 144,15 $/t. Los precios se incrementaron año tras año, excepto en el año 2005, cuando con un precio promedio de 60,36 $/t se produjo un descenso de un 16% respecto al precio del año 2004, de 72,15 $/t. Este precio promedio del año 2004 se alcanzó al registrarse la mayor subida de precios del período analizado, de un 66% respecto al valor de 2003, de 43,57 $/t.

El mercado de derechos de emisión de CO2 (EUA) comenzó en el año 2005 para cumplir con las obligaciones contraídas en el protocolo de Kioto. Este año el precio promedio alcanzado para los derechos de emisión de CO2 fue de 18,08 €/t. Entre los años 2005 y 2007 se desarrolló la primera fase del Sistema Europeo de Comercio de Derechos de Emisión (EU ETS), en la que se sobreasignaron EUAs, provocando un exceso de oferta que, unido a que los EUAs tenían fecha de caducidad, condujo a la caída de los precios a partir de mayo de 2006, hasta llegar a valores cercanos a cero en el año 2007. En el año 2008 comenzó la segunda fase del EU ETS, en la que se ajustaron los EUAs y los precios volvieron a subir, alcanzando ese año un promedio anual de 22,38 €/t.

La primera mitad del mercado eléctrico español

Esta primera etapa del mercado eléctrico español, que va desde su comienzo hasta justo antes de la explosión de la crisis económica, se puede resumir como un período de rápido crecimiento. El principal factor fue el importante crecimiento de la demanda de electricidad durante este período de bonanza económica, que repercutió en un aumento del precio de la electricidad. Durante estos primeros diez años del mercado, el parque de generación se modernizó con la entrada de los ciclos combinados de gas y de la eólica.

En la siguiente parte de esta serie de artículos sobre el mercado eléctrico en España se analizará cómo la crisis económica frenó por completo el crecimiento de la demanda de electricidad, cómo las renovables siguieron abriéndose camino en el mix y cómo, poco a poco, el mercado ibérico se integra con el resto de mercados eléctricos europeos gracias al aumento de la capacidad de las interconexiones entre los países.

Protermosolar ha realizado el informe Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030 en el que proyecta un escenario para ese año sin centrales de carbón ni nucleares, con un 85,6% de generación renovable frente al 62,1% de la Comisión de Expertos (CdE), con una reducción del 82% de vertidos y del 60% de emisiones respecto al informe de la CdE y a menos de 5 c€/kWh. Además, el estudio contempla un menor respaldo de los ciclos combinados que el informe de la CdE, por lo que las energías renovables alcanzarían una penetración en la demanda final de energía del 34%, cumpliendo los objetivos de la UE.

La clave está en repartir la potencia solar contemplada por la CdE entre fotovoltaica y termosolar y despachar las nuevas centrales termosolares con almacenamiento a partir de la puesta de sol.
Los planificadores y responsables energéticos deben entender las diferencias entre las energías renovables para conseguir satisfacer la demanda de forma segura, barata y sin emisiones, cosa que los mercados, comparando exclusivamente costes de generación, no realizan.

Este estudio es una propuesta alternativa al informe de la Comisión de Expertos para la Ley de Transición Energética y Cambio Climático que ha realizado la patronal termosolar y no se basa en modelos de ordenador sino en la proyección realizada a partir de datos horarios de generación reales en años pasados del mix propuesto, por lo que sus resultados se corresponden con una comprobación real de la capacidad de un mix de renovables optimizado identificando la potencia real de respaldo que le faltaría y llegando a la conclusión de que sobrarían el carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.

El escenario proyectado por Protermosolar satisface la misma demanda a 2030 que el de la CdE y con la misma cantidad de potencia renovable 106 GW, desglosada en: 33 GW eólica; 25 GW fotovoltaica; 20 GW termosolar y 5 GW de otras renovables. Con este mix, los vertidos se reducirían a 830 GWh, un 82% de los 4.600 GWh considerados por la CdE, y las emisiones a 4.991 kton CO2, un 60% de los 12.593 kton CO2 proyectados por la CdE.
La CdE en su informe mantenía las centrales nucleares y el parque de ciclos combinados y no llegaba a cumplir los objetivos de la UE al quedarse por debajo del 30% de contribución de las renovables, mientras que con el mix de Protermosolar se superaría el 34%.

La proyección que realiza Protermosolar plantea un saldo de interconexiones de un 4,5% de importación, ya que sería más económico importar electricidad que hacer trabajar a los ciclos combinados en determinados momentos, y una cobertura de la demanda por fuentes renovables del 83% (frente al 69% de la CdE).

El informe también especifica la estimación razonable de la media de costes a los que resultaría la generación de ese parque tras las sucesivas subastas por tecnologías durante la próxima década: Eólica, 4 c€/kWh; fotovoltaica, 3,5 c€/kWh; termosolar, 5,5 c€/kWh; biomasa, 6 c€/kWh; turbinación por bombeo, 2,5 c€/kWh; hidráulica, 2 c€/kWh; residuos no renovables, 8 c€/kWh; cogeneración 7 c€/kWh; ciclo combinado 7,4 c€/kWh; importaciones, 6 c€/kWh, y exportaciones, 4 c€/kWh.

Por lo tanto, la media de costes de generación, de acuerdo a las producciones de cada tecnología, se situaría en el entorno de 4,9 c€/kWh y la generación a partir de viento y sol representaría el 65% de la generación total, mientras que el resto dependería de la cogeneración (11%), biomasa y biogás (9%), que elevarían ligeramente el precio del mix, e hidráulica (12%) que reduciría el precio al valor medio de sol y viento.

El estudio de Protermosolar también muestra la contribución adicional a la economía española que representan las centrales termosolares, gracias a su elevado contenido local. Las inversiones en termosolares contribuirían a un incremento del PIB de 62.000 millones de euros (3,5 millones €/MW para 17,7 GW) en su fase de construcción y de 5.000 millones de euros (0,25 millones €/MW para 20 GW) en la fase de operación.

Respecto a la generación de empleo, en la fase de construcción de las centrales, se llegarían a crear 88.500 puestos de trabajo/año, mientras que en la fase de operación se generarían 1.770 empleos directos adicionales/año. A partir de 2030, el parque termosolar en operación tendría 20.000 empleos permanentes. Además, las termosolares contribuirían a la disminución de importaciones de combustibles (con lo que mejoraría la balanza comercial), a reducir los pagos por CO2 y se conseguiría consolidar el liderazgo mundial de las empresas españolas en la industria.

El informe concluye con una serie de actuaciones recomendadas, entre las que figura en primer lugar la estabilidad retributiva de las instalaciones existente, ya que no se puede construir el futuro sobre las cenizas del sector. Se recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados para sacar todo su valor a las tecnologías renovables apostando por su complementariedad estacional y horaria y se propone relanzar la instalación de nuevas centrales termosolares en España, con una primera convocatoria de subastas de 1.000 MW, así como otra de 100 MW para demostrar el concepto de hibridación con turbinas de gas de ciclo abierto, asegurando la firmeza total de las instalaciones.

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La utilización de gas natural como energía tanto para el sector doméstico–comercial; industrial; funcionamiento de ciclos combinados; y creación de nuevos puntos de suministro, consiguió evitar 25.261 kt de CO2 a la atmósfera en 2017. Este dato ha sido presentado por el Presidente de Sedigas, Antoni Peris, durante el acto del “Balance Energético 2017 y Perspectivas para 2018”.

El gas natural se posiciona, de esta manera, como la energía clave para la transición energética por la mejora que supone tanto en el clima y como en los niveles de contaminación del aire. Constituye además un actor principal en el campo energético, manteniendo la competitividad de nuestra sociedad, y por tanto, la sostenibilidad de los territorios.

Papel esencial de los ciclos combinados

La falta de lluvias para la generación eléctrica marcó 2017 y también el funcionamiento de los ciclos combinados, que aumentaron su demanda de gas en un 26,8%, respecto al año anterior, con una utilización del 17,2%. Una vez más, los ciclos combinados demuestran su valor como garantes de la estabilidad del sistema eléctrico y como complemento de las renovables, en momentos de bajo funcionamiento de estas energías.

Los ciclos tienen un rendimiento de hasta un 25% más que las térmicas alternativas por lo que suponen menos consumo de energía primaria; ahorran 550 gr CO2 por cada kWh generado; su combustión está libre de SO2 y partículas. Por lo que en el año 2017, gracias a su funcionamiento se evitaron casi 5.000 kilotoneladas de CO2 equivalentes”, apuntó Peris.

El gas natural sigue expandiendo sus redes de distribución llegando al 79% de la población española en 2017

En términos globales, la demanda de gas natural en el mercado nacional alcanzó la cifra de 350.870 GWh, 30 bcm, al finalizar el año 2017, representando un incremento del 9,1% respecto al año 2016, y el tercer año con crecimiento alcista.

Respecto a la demanda convencional (doméstico-comercial e industria, incluida la demanda para usos no energéticos) aumentó un 5,1 % con respecto al 2016. Destacar la punta de consumo en los meses de Agosto y Septiembre debido a las altas temperaturas y la utilizacióndel gas para la refrigeración en el sector doméstico-comercial.

Por otra parte, la demanda industrial sigue una tendencia alcista, llegando a suponer el 62% del consumo de gas nacional, indicador de la recuperación económica del sector. La industria necesita de gas natural no sólo para minimizar sus costes de operación sino también para la operación de ciertos procesos donde se requieren temperaturas muy altas no alcanzables con otros combustibles.
Así, el gas natural sigue expandiendo sus redes de distribución llegando al 79% de la población en España, con un 31% de penetración en viviendas. Durante el año 2017 se conectaron 172.487 nuevos puntos.

El sistema gasista español es el más diversificado y seguro de Europa

España se continúa caracterizando por su elevada seguridad de suministro al recibir, durante 2017, gas natural de 13 orígenes distintos. Su doble vía de entrada hace posible que el 52,8% del gas entre por gasoducto, mientras que el 47,2% en forma de gas natural licuado, a través de las 216 descargas de buques metaneros realizadas en las 6 regasificadoras activas del sistema gasista español.

Rol protagonista del gas en una economía baja en carbono en 2018

El año 2018 es un año clave para definir el futuro energético de Europa y de España. La Ley de Cambio Climático y Transición Energética, la estrategia de Economía Circular y la Calidad del Aire, son los tres ejes que marcarán el camino. En este entorno, Peris ha señalado que “el gas tendrá un rol protagonista en la economía baja en carbono y un papel clave en la transición energética global, en especial por la creciente inyección de gas de origen renovable en su infraestructura”.

El gas renovable ya es una realidad dado que es viable tecnológicamente y existe gran cantidad de materia prima. Su uso contribuye a mejorar la seguridad de suministro; la economía circular y a la independencia energética. Y es que el gas mejora tanto el clima como los niveles de contaminación del aire, a través del transporte terrestre y marítimo, y en el ámbito residencial y terciario.

Para uso vehicular es el combustible más eficiente, limpio y sostenible ya que conjuga en equilibrio importantes ventajas medioambientales, a través de la reducción de emisiones tanto de CO2 como de contaminantes y de una menor contaminación acústica.

El gas natural también apoya la penetración de las energías renovables en el sector eléctrico.La Comisión Europea lo posiciona como el principal soporte de las renovables en su publicado Paquete de Medidas para la Energía Limpia de los Europeos-Winter Package, a sabiendas de que el gas natural es una garantía constante de suministro eléctrico cuando las condiciones climatológicas impiden el funcionamiento de las energías renovables.

Así, en el camino para la consecución de los objetivos medioambientales en el año 2050, el gas natural constituye un actor principal en el campo energético, favoreciendo la competitividad industrial y el ahorro en los costes de la economía.

Todas estas ventajas hacen que la participación del gas natural en el futuro mix energético sea fundamental, permitiendo seguir introduciendo renovables en el sistema energético y desplazando a los combustibles fósiles.

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La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha aprobado el Informe sobre el Proyecto de Real Decreto del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (MINETAD) de cierre de centrales eléctricas de producción de energía. A través de este proyecto normativo, el MINETAD introduce nuevos criterios y un procedimiento de subasta, para evitar el cierre definitivo de centrales de generación eléctrica (ciclos combinados, centrales de carbón, nucleares, etc).

En la actualidad, el artículo 53 de la Ley del Sector Eléctrico establece que las empresas eléctricas tienen que pedir autorización al Ministerio si quieren cerrar una central. Ese cierre está condicionado a que no ponga en peligro la seguridad del suministro eléctrico en España.

Sin embargo, el RD que plantea ahora el MINETAD añade criterios adicionales al de seguridad del suministro, como son que no afecte negativamente a los precios, a la competencia, al suministro de materias primas o a los objetivos de planificación.

Además, el MINETAD plantea que en el caso de que se deniegue la autorización al propietario de la central, éste podrá transferir la central a terceros o adherirse a un procedimiento de subasta reglado. Esta solución en última instancia podría llevar a que, si no hay interesados en la subasta, se adjudique a un tercero a cambio de una compensación.

En su informe, la CNMC considera que los nuevos criterios que plantea el MINETAD en su Proyecto de Real Decreto no están suficientemente desarrollados ni previstos en la normativa vigente. Además, le confieren un excesivo margen de discrecionalidad y estima que crean inseguridad jurídica para las nuevas inversiones, pudiendo resultar contraproducentes para la competencia en el sector eléctrico.

Contrarios a la normativa europea

Además, la Comisión recuerda que no están incluidos en la Ley 24/2013 del sector eléctrico y podrían ir en contra de la normativa europea recogida en la Propuesta de la Comisión Europea de Reglamento relativo al mercado interior planteado en el Paquete de Invierno (Winter Package).

En cuanto al mecanismo de subasta que propone el Real Decreto, la CNMC considera que es muy complejo. Además, la CNMC observa que la compensación a un tercero por mantener una central si la subasta queda desierta sería una ayuda de Estado conforme a la normativa de la Unión Europea, lo cual aconseja que se notifique previamente la propuesta a la Comisión Europea.

Sobrecapacidad del sistema eléctrico

La CNMC recuerda que el sistema eléctrico español no presenta problemas de seguridad de suministro en el medio y largo plazo sino todo lo contario. En el peor escenario (punta de demanda de 46.000 MW y baja generación), se podría prescindir sin riesgo de una parte significativa del parque de carbón existente.

En este sentido, la Comisión considera que el exceso de capacidad debería analizarse sin precipitación y teniendo en cuenta que los consumidores españoles, desde la liberación del sector eléctrico, han sufragado importantes pagos por la disponibilidad de centrales y otros conceptos.

La CNMC concluye que para evaluar el impacto del cierre de centrales en el sistema eléctrico es necesario revisar el marco normativo de forma global: metodología de seguridad de suministro, hibernación de centrales, mecanismo de pagos por capacidad, y el procedimiento de autorización de nuevas instalaciones.

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.

DF ha firmado en Brasil dos contratos con Bolognesi Energía para la construcción de las plantas de Río Grande y Novo Tempo, ambas ganadoras de la subasta A-5 de 2014, celebrada por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). La ejecución se hará de forma conjunta por Duro Felguera, S.A., su filial Duro Felguera do Brasil y General Electric International Inc.

El contrato es en la modalidad llave en mano e incluye la ingeniería, procura, construcción, puesta en marcha y pruebas de rendimiento de las centrales de generacion a gas. La capacidad de cada planta es de aproximadamente 1.500 MW y se utilizarán turbinas de gas de última generación de General Electric (Clase H).

Para construir las dos plantas se crearán más de 20.000 puestos de trabajo y la inversión es de unos 6.500 millones de Reales brasileños. El importe correspondiente a DF de cada uno de los contratos asciende a unos 400 M€, lo que supone una contratacion de unos 800 M€.

Cada planta consumirá 5,5 millones de m3 / día de gas, que serán proporcionados por unos terminales de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) con una capacidad de 14 millones de m3 / día, que serán tambien construidos por Bolognesi Energía. El suministro de GNL sera realizado a través de un contrato de 25 años con un importante productor internacional. La deuda a largo plazo de los proyectos será contratada con el US Exim Bank y el BNDES. Los bancos Itaú BBA y Banco de Brasil están contratados como asesores financieros y estructuradores de los proyectos.

Con la firma de estos contratos, DF reanuda su actividad en Brasil en el área energética, país donde hace dos años concluyó el proyecto Parnaiba, integrado por cinco grupos de generación en ciclo simple que totalizan una potencia de 850 MW y que se construyeron en el estado de Maranhao.

La compañía tiene actualmente en ejecución cinco centrales de generación en Argentina, Perú, Venezuela, Reino Unido y Argelia que superan los 4.000 MW de potencia, a los que se suman estas nuevas centrales, ademas del proyecto Aconcagua, una planta de cogeneración que se construirá en Chile para ENAP y cuyo contrato, por importe de 106 M€, se ha firmado este mismo mes.

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Termocentro combined cycle plant. Photo courtesy of Duro Felguera

Las centrales de ciclo combinado no pasan por un buen momento en España, el parque español de centrales de ciclo combinado, con una potencia instalada de 27.206 MW según los datos oficiales, está infrautilizado. En 2013 la aportación de los ciclos combinados a la cobertura de la demanda peninsular no llegó al 10%, de acuerdo con los datos publicados por REE en el Avance del Informe 2013 del sistema eléctrico español, en este mismo período la producción con ciclos combinados descendió drásticamente respecto del año anterior, con una caída del 31,8% (considerando los ciclos peninsulares y extrapeninsulares).

Este mismo documento señala un descenso en la cobertura de la demanda respecto de 2012, año en que esta cifra se situó en el 14,1%, pero si nos remontamos unos años más atrás, nos encontramos con cifras que hablan por sí mismas, en 2008, las centrales de ciclo combinado produjeron el 32% de la electricidad consumida en España.

En la actualidad el hueco de generación térmica para los ciclos combinados apenas permite un funcionamiento que de media no llega al 20% de su capacidad, en 2008, los ciclos funcionaron por encima del 55%.

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2014

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