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minihidráulica

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.

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

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

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.

La Compañía Española de Financiación del Desarrollo, COFIDES, S.A., ha alcanzado un acuerdo con Argo Capital Partners para participar en un fondo destinado al desarrollo de proyectos de energía renovable en Chile con la participación de empresas españolas. El apoyo financiero que prestará COFIDES será de 10 M$ a cargo del Fondo para Inversiones en el Exterior (FIEX). Argo Capital Partners gestionará este fondo de capital riesgo, destinado a financiar mediante participaciones en capital a empresas que exploten plantas de generación de energía renovable, con especial atención a las tecnologías de biomasa, biogás y minihidráulica. La duración de este fondo será de un total de 10 años y se destinará a proyectos que ayuden a fomentar el autoconsumo energético, abaratando la factura de las empresas y contribuyendo al desarrollo regional. El objetivo es que la dotación total del fondo sea de 80 M$.

Mediante este fondo, COFIDES y Argo Capital Partners colaboran por primera vez en un proyecto de internacionalización. El gestor del fondo apuesta por las energías renovables e invierte en plantas de autoabastecimiento energético limpio para empresas en Chile, Colombia, Perú y México y cuenta con gran experiencia en sector del capital riesgo y las energías renovables.

Este fondo permitirá financiar la participación de empresas españolas líderes en dichas tecnologías en la construcción de proyectos renovables en Chile. Además, se espera un fuerte arrastre de empresas de ingeniería y proveedores de servicios.

El presidente y consejero delegado de COFIDES, Salvador Marín, ha destacado la importancia de la creación de fondos de inversión en energías renovables ya que “las empresas españolas son pioneras en este sector y con este fondo tendrán grandes oportunidades de expansión y crecimiento internacional en Chile“.

Fernando Arias, socio director de Argo Capital Partners, ha destacado que “el apoyo de COFIDES representa un hito importante para el fondo, por el prestigio que aporta el respaldo de una institución de su nivel. A través de este fondo, Argo va a liderar la transferencia tecnológica en energía renovable hacia Latinoamérica”.

Iberdrola moderniza 45 centrales minihidráulicas en España

Iberdrola ha desarrollado un proyecto de renovación y modernización de 45 de las 92 centrales minihidráulicas con las que cuenta en España al que ha destinado alrededor de 10 M€ durante los últimos tres años. Mediante esta iniciativa, la Compañía ha incorporado a las plantas con más años de funcionamiento tecnología de última generación y máxima eficiencia, lo que mejorará su producción de energía eléctrica y prolongará su vida útil.

Los principales trabajos realizados por Iberdrola en sus minihidráulicas españolas han consistido en el remozamiento electromecánico de las turbinas y alternadores, que son los equipos más importantes de este tipo de instalaciones.

Además, la Empresa ha llevado a cabo rehabilitaciones de obra civil en los canales y azudes y ha sustituido los sistemas de control que operan estas infraestructuras de generación de energía renovable. Asimismo, ha acometido mejoras en los ámbitos medioambiental y de la seguridad, como la construcción de escalas para peces en azudes o el vallado de canales.

La modernización de estas plantas ha contado con la participación de unos 60 empleados de Iberdrola y numerosas empresas locales del entorno de las mismas se han visto beneficiadas también por el proyecto.

Iberdrola, que dispone de una potencia minihidráulica instalada en España de 306 megavatios (MW) al cierre del primer semestre de 2014, ha acometido la citada remodelación en centrales de estas características ubicadas en el País Vasco (tres), la Comunidad Valenciana (siete), Castilla y León (15), Castilla-La Mancha (cuatro), Navarra (nueve) y La Rioja (siete).

1.600 MW RENOVABLES INSTALADOS

Por segundo mes consecutivo, la energía eólica lidera la capacidad instalada en Chile de ERNC (Energías Renovables No Convencionales) de acuerdo al Reporte del Centro de Energías Renovables (CER) del mes de junio, alcanzando 572 MW, el 36% de las renovables en los sistemas eléctricos. De acuerdo al estudio, en lo que va de 2014, ya han entrado en operación 485,28 MW elevando a 1.600 MW la capacidad instalada de ERNC en los sistemas interconectados. Estos 1.600 MW instalados representan el 8,15% de la potencia total del país y se reparten como sigue: 36% eólica (572 MW), 29% biomasa (461 MW), 21,3% minihidráulica (340 MW), 12% solar (184 MW) y 3% biogás (43 MW).

La Región de Coquimbo lidera la potencia instalada en plantas renovables con un 27% (397 MW eólicos, 33 MW mini-hidráulicos y 2 MW solares), seguida por Biobío con un 20% repartidos del siguiente modo (263 MW a partir de biomasa, 40 MW eólicos, 13 MW en centrales mini-hidráulicas y 4 MW provenientes de centrales
a biogás).

De acuerdo a las cifras del CER, en el mes de mayo se inició la operación de dos nuevas centrales mini hidráulicas por 3,3 MW en el Sistema Interconectado Central y se amplió la potencia instalada de la central solar La Huayca en 7,6 MW en el Sistema Interconectado
del Norte Grande.

Artículo publicado en: FuturENERGY Julio-Agosto 2014

Durante los primeros dos meses de 2014 entraron en operación 239,9 MW provenientes de fuentes renovables -correspondientes a 6 plantas, tres solares, dos mini hidráulicas y un parque eólico-, completando el 99% de todo lo instalado en 2013. Según detalla el Informe ERNC (Energías Renovables No Convencionales) del Centro de Energías Renovables del Ministerio de Energía-CORFO, “la capacidad instalada total (de energía renovable) del país alcanza los 1.352 MW, un 7,18% del total”.
En el periodo enero-febrero de 2014, entraron en operación las plantas solares de Amanecer Solar, la más grande de Sudamérica con 93 MW, Salvador y San Andrés (todas en la región de Atacama), las centrales mini hidráulicas de Maisan y Auxiliar del Maipo, y el parque eólico Valle de los Vientos, en las inmediaciones de Calama, región de Antofagasta.
El Informe CER del mes de marzo detalla que existen 927 MW en construcción, de los cuales 585 MW son proyectos eólicos, 225 MW solares, 85 MW de mini hidráulicas y 32 de centrales de bioenergía. La cartera de proyectos asciende a 16.631 MW de los cuales 10.785 MW corresponden a proyectos con su Resolución de Calificación Ambiental aprobada, liderados por proyectos solares (5.951 MW) y eólicos (4.359 MW).