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Red Eléctrica de España, ha iniciado en la web del operador del sistema eSios la publicación diaria del precio por MWh con el que se compensará a los autoconsumidores que viertan a la red la energía que no utilicen. Para ello, el usuario ha de tener un contrato de tarifa regulada o Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor con una comercializadora de referencia y estar acogido al mecanismo de compensación simplificada definida en el Real Decreto 244/2019.

 

Ésta es una de las medidas aprobadas por el Ministerio para la Transición Ecológica que pretende impulsar las tecnologías de autoconsumo y de generación distribuida de origen renovable, reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera asociadas a la generación de electricidad y servir como herramienta para alcanzar los retos de descarbonización y lucha contra el cambio climático.

Este precio, con el que se compensará a los autoconsumidores, es el resultado de restar al precio medio horario (basado en el resultado del mercado diario e intradiario para cada hora del día) el coste de los desvíos. Para el cálculo de este valor no se tienen en cuenta los peajes de acceso. De esta manera, los autoconsumidores que viertan el excedente de generación renovable en la red, obtendrán una reducción sobre su factura de electricidad.

Según el Plan Nacional Integrado de Energía y clima 2021-2030, el autoconsumo es una herramienta relevante para alcanzar los objetivos de reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera y lucha contra el cambio climático fijados para 2030 en dicho documento.

ABB y Rolls-Royce han anunciado una colaboración global en tecnología de microrredes y automatización avanzada. Juntas, ambas compañías van a ofrecer una innovadora solución de microrredes de bajo consumo para empresas de servicios públicos, entidades comerciales e industriales. Una microrred es una red eléctrica a pequeña escala que combina energía procedente de fuentes de generación de energía distribuida, por ejemplo, centrales de cogeneración, grupos electrógenos alimentados con diésel y gas, y fuentes renovables con baterías. La microrred ofrece un control general para coordinar estos recursos a fin de cubrir las necesidades de carga industrial, residencial o de consumo. Las microrredes pueden funcionar tanto conectadas a la red eléctrica principal o sin estar conectadas a ella. La capacidad de las microrredes de separarse perfectamente de la red principal, en caso de una posible emergencia o fallo en la red, es una función cada vez más importante.

Una fuente de alimentación fiable, incluso en condiciones meteorológicas adversas o momentos de máximo consumo, es básica para el crecimiento económico. La integración de energías renovables supone una solución sostenible para apoyar un suministro ininterrumpido y, al mismo tiempo, fomentar el uso de energías limpias. Las soluciones de microrredes favorecen a las empresas de servicios públicos, las industrias y los espacios comerciales que buscan una fuente de alimentación fiable así como una reducción de costes y de emisiones de carbono. Las microrredes facilitan una fuente de alimentación sólida, incluso cuando hay una fuerte presencia de fuentes intermitentes de energías renovables, como la eólica y la solar. La automatización digital y los sistemas de control coordinan de forma inteligente las cargas y los recursos de energía distribuida para que la microrred funcione con eficacia.

Rolls-Royce ofrece las soluciones de generación de energía de la marca MTU Onsite Energy: desde energía primaria, de reserva y continua, a la cogeneración, y microrredes. “Debido a la transformación para lograr la descarbonización, los clientes necesitan buscar opciones de energía sostenible que, además, aporten máxima rentabilidad. Para ello, nos basamos principalmente en las microrredes, sistemas autónomos de suministro de energía que son eficientes, fiables y respetuosos con el medio ambiente“, afirma Andreas Schell, CEO de Rolls-Royce Power Systems. “La combinación de nuestras soluciones de control y nuestra tecnología integrada de grupos electrógenos diésel y gas MTU, con la capacidad de control, servicio remoto y solución modular de microrredes de ABB, va a ofrecer a los clientes la fusión de los puntos fuertes de dos líderes internacionales en el ámbito de la tecnología“.

ABB Ability™ e-mesh™ puede garantizar una red eléctrica estable, incluso si hay una alta proporción de energía renovable procedente de varias fuentes, que funciona perfectamente con motores de gas o diésel ya instalados“, afirmó Massimo Danieli, responsable de la línea de negocio de automatización de redes de ABB, parte del negocio Power Grids de la empresa. “ABB cuenta con un gran número de instalaciones de microrredes a nivel internacional y, gracias a nuestra colaboración con Rolls-Royce Power Systems, vamos a fomentar aún más el creciente interés por las soluciones de microrredes en el mundo“.

La solución ABB Ability™ e-mesh™ va a ofrecer a los propietarios de activos de generación eléctrica una visión unificada e integrada verticalmente de sus recursos de energía distribuida y generación eléctrica renovable, con una rápida implantación y una reducción de los costes de funcionamiento. Operaciones en la nube, optimización de recintos y flotas, previsiones meteorológicas y de carga, y algoritmos de aprendizaje automático ofrecen información ilimitada para tomar decisiones, por ejemplo, saber dónde incrementar la inversión en mantenimiento o cómo aumentar los canales de ingresos para manejar los activos de forma más rentable.

La Fundación Renovables considera que el nuevo diseño europeo del mercado de la electricidad debe recoger que no todos los kWh que se vierten a la red eléctrica deben ser retribuidos al mismo precio y propone establecer procesos de competencia para desacoplar precios del mercado y retribución de las distintas tecnologías. Estas son algunas de las principales valoraciones que hace la Fundación Renovables en el documento “Comentarios a la Directiva de Diseño de Mercado de la Electricidad” que ha elaborado, desde una perspectiva conceptual, sobre los mecanismos de diseño del mercado eléctrico y en base a los textos pendientes de publicación de la nueva Directiva de Mercado de la Unión Europea.

Sobre la fijación de los precios en el mercado, asegura que es necesario distinguir entre el precio del mercado -que refleja el coste marginal del sistema- y la retribución que tendrían que recibir las distintas tecnologías, y que debiera ser cercana a sus costes medios. No objeta que el precio del kWh en el mercado pueda ser único y servir como referencia para guiar las decisiones de consumo, pero sí que sea la base para fijar las retribuciones de todas las centrales.

Entiende que no todos los kWh que se vierten a la red eléctrica deben ser retribuidos al mismo precio. Cada kWh es producido por distintas tecnologías con estructuras de costes, servicios al sistema y externalidades diferentes, por lo que su retribución no debiera ser la misma.

Para desacoplar precios del mercado y retribución de las distintas tecnologías existen varias opciones como hacer competir a las nuevas centrales para acceder al mercado -por ejemplo, a través de subastas, como ya se hace con las inversiones en renovables-. De esta de manera, a través de la competencia en el momento de la inversión, la retribución de las nuevas centrales reflejaría sus costes medios. Además, se preservarían sus incentivos a producir solo cuando resultara eficiente.

En cuanto a la fijación del mix de generación y de los mecanismos de asignación de nueva generación la Fundación Renovables advierte de que las inversiones solo se van a llevar a cabo si su retribución esperada es estable. Sobre todo cuando la mayor penetración de renovables deprima los precios en el mercado, será necesario que el regulador ofrezca señales claras del valor que aporte cada nueva central de generación.

Para ello, además del precio de la instalación, la seguridad, la protección de la red, la salud, el medio ambiente o la eficiencia energética, propone otros criterios: capacidad de respaldo, sistemas de almacenamiento, oportunidad de sustituir a otra tecnología no renovable o capacidad de gestión flexible en caso de que la red no asuma vertido en un determinado momento. Se trata de no dar pasos equivocados apostando por inversiones en instalaciones no renovables que hipotecan nuestro sistema y no tienen el futuro garantizado.

La Fundación Renovables entiende que tanto la nueva generación como los mecanismos de capacidad y disponibilidad tienen que ir mucho más acompasados. En esta línea, recuerda que, a menudo, a la hora de evaluar cuánta generación de respaldo hacía falta se ha tomado como referencia el momento más crítico del sistema, sobreestimando cuánta capacidad se necesitaba y eso ha llevado en demasiadas ocasiones a afrontar costes extraordinarios de instalaciones innecesarias. Habría que haber tomado en cuenta el valor en su conjunto, incluyendo las externalidades negativas de cada forma de generación.

Para ello, tal y como refleja el texto de la Directiva en ciernes, insiste en que tanto el responsable de la gestión de la red -en el caso español, Red Eléctrica, de titularidad privada- como el organismo regulador deben ser completamente independientes, por lo que entiende que es imprescindible estrechar el cerco de supervisión de sus decisiones.

Asimismo, la Fundación Renovables comparte la propuesta europea de que sea el gestor de red el que gestione la hidraulicidad y el bombeo como medida de respaldo de la integración de las energías renovables fluyentes.

Por otro lado, considera que en los textos pendientes de publicación de la nueva Directiva de Mercado de la Unión Europea hay avances importantes hacia una mayor competencia como el fomento de la tarificación del consumo según precios horarios, la obligación a los Estados a garantizar a todos los consumidores la posibilidad de comprar y vender energía mediante PPAs y la exigencia a las entidades reguladoras a que busquen fórmulas de fijación de precios innovadoras. Si bien advierte al respecto de que éstos deben llevar aparejados controles exhaustivos del regulador para que no sirvan de modelo de captación de consumidores vulnerables o que no se ofrezca la información adecuada sobre el servicio contratado.

Por último, el nuevo texto de la Directiva fija criterios muy interesantes que deberán ser instaurados en nuestro país de forma inmediata, tales como la implementación de políticas reales de eficiencia, la instauración de mecanismos de demanda agregada a grupos de consumidores agrupados y el fomento de la generación por autoconsumo como medida de gestión de la demanda propia. Como fundamento básico de todas las medidas anteriores, es imprescindible facilitar el acceso ilimitado de los consumidores y en tiempo real a los contadores inteligentes instalados en los puntos de suministro, de manera que puedan acceder íntegramente a los datos para uso propio o cesión a terceros y sea posible encontrar soluciones competenciales de gestión real de la demanda.

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La generación eólica del día 23 de enero del 2019 marcó un nuevo registro al producir 367.697 MWh. Éste supone un incremento del 0,6% respecto al anterior máximo, registrado el 12 de febrero del 2016, día en que los aerogeneradores del sistema eléctrico peninsular produjeron 365.384 MWh.

El nuevo registro de generación eólica supuso el 43,2% del total del sistema eléctrico español y se convierte así, en la tecnología líder de generación del día de ayer, seguida de la nuclear (17,7%) y el carbón (12,8%), según los datos provisionales a día de hoy que publica el Balance Diario de Red Eléctrica de España.

Durante el día 23, en que el viento fue el protagonista del sistema eléctrico peninsular, el conjunto de las renovables significó el 53,3% del mix de generación y las tecnologías limpias (que no emiten CO2 a la atmósfera) aportaron el 71,3% del total.

A las 16:55 horas del 23 de enero se registró el instante con mayor producción eólica del día, momento en el que el viento permitió la integración de 16.633 MW de eólica en el sistema.

Entre las 16:00 y las 17:00 horas se registró la hora de mayor producción de la energía eólica, en la que produjeron 16.456 MWh, el equivalente al 45,8% del total de generación horaria.

La superación de anteriores marcas de generación eólica no sería posible sin el desarrollo de tecnologías que faciliten el máximo aprovechamiento de la fuerza del viento y sin los esfuerzos por incrementar la capacidad instalada de potencia eólica, que según datos de cierre del 2018 de Red Eléctrica, se sitúa en los 23.041 MW en el sistema eléctrico peninsular español.

Las nuevas renovables deberán incrementarse en el entorno de 5.000 MW cada año hasta el 2030 como parte de la transición energética, para cumplir con los objetivos de descarbonización y lucha contra el cambio climático marcados por la Unión Europea, que incluyen que el 32% de la energía final consumida sea de origen renovable.

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El consumo eléctrico de las grandes y medianas empresas en diciembre ha descendido un 3% respecto al mismo mes del año anterior, según los datos del Índice Red Eléctrica (IRE). Desglosado por sectores, el consumo industrial ha descendido un 3% y el de los servicios un 2,4%. En el cálculo de estos datos se han tenido en cuenta los efectos de la composición del calendario y la evolución de las temperaturas.

Comparado con diciembre del 2017, y si nos centramos en las cinco actividades con mayor consumo eléctrico, la demanda de la metalurgia ha descendido un 3,7% y la industria química un 7%; la fabricación de otros productos minerales no metálicos ha aumentado un 4,4%, y la industria de la alimentación un 2,8%; mientras que la industria del papel ha descendido un 0,1%.

Las actividades que más han aportado al consumo de las grandes empresas durante este mes han sido la fabricación de otros productos minerales no metálicos con un aumento del 4,4%, la industria de la alimentación (2,8%), el suministro de energía eléctrica, gas, vapor y aire acondicionado (8,7%), otras industrias extractivas (4,1%), y el comercio al por mayor e intermediarios del comercio excepto de vehículos de motor y motocicletas (1,5%).

Si se observan los datos de los últimos doce meses, el consumo eléctrico de estas empresas, corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, ha descendido un 1,3% respecto al mismo periodo del año anterior. Por sectores, el consumo de la industria ha descendido un 2,5% y el de los servicios ha aumentado un 0,6%.

Todos los datos de consumo eléctrico de cada una de las actividades económicas se pueden consultar con más detalle en la sección del IRE en la web de Red Eléctrica.

El IRE es un indicador cuyo objetivo es facilitar información sobre la evolución del consumo eléctrico del conjunto de las grandes y medianas empresas, entendidas como aquellas que tienen una potencia contratada superior a 450 kilovatios. Las medidas se recogen en más de 23.400 puntos de alrededor de 13.900 empresas. El consumo que representa el IRE supone en torno al 45% de la demanda eléctrica total, correspondiendo el resto de la demanda a consumidores residenciales y otros tipos de consumo.

La multinacional valenciana IM2 Energía Solar instalará en los techos de los centros logísticos que Grupo Industrial Pamesa tiene en Onda (Castellón) más de 40.000 paneles fotovoltaicos en una superficie de 70.000 metros cuadrados, convirtiendo así a este parque solar en la mayor instalación fotovoltaica de autoconsumo de Europa.

Esta actuación de IM2 permitirá a Pamesa posicionarse dentro de una nueva política energética que apuesta por reducir las emisiones de CO2 en el sector industrial cerámico.

Con una inversión de 15 millones de euros y un plazo de ejecución que prevé finalizar la instalación en julio de 2019, IM2 construirá una planta solar que tendrá una potencia final instalada de 13,24 Mw.

Para su construcción se ha optado por la modalidad de autoconsumo sin vertido a la red eléctrica, lo cual supone que el 100% de la energía generada por la instalación solar fotovoltaica será consumida dentro de las instalaciones productivas de la compañía.

Según las estimaciones de producción realizadas, esta instalación solar podrá cubrir la totalidad de las necesidades eléctricas de la planta industrial de Pamesa en los períodos diurnos de máxima irradiación solar y disminuirá radicalmente la dependencia energética de la electricidad convencional.

En términos de ahorro energético y promoción de prácticas sostenibles, esta planta solar producirá un volumen de energía que evitará la emisión a la atmósfera de 8.816 toneladas de CO2 así como el consumo equivalente de 1.888.723 litros de petróleo anuales.

El desarrollo de este proyecto solar se enmarca dentro de la política de bajo impacto ambiental que Pamesa viene desarrollando a través de acciones de diversa naturaleza.

El proyecto Suryashakti Kisan Yojana también conocido como “Sky Project” fue lanzando a principios del año 2018 por el gobierno del estado indio de Guajarat y desde sus inicios has atraído una gran atención en la India por ser el primero en ese país que establece un esquema basado en el concepto de productores rurales que no sólamente hacen uso de la energía solar para generar electricidad para las labores del campo e irrigación sino que también tienen la opción de obtener ingresos adicionales vendiendo su excedente eléctrico solar a la red eléctrica nacional.

Desde finales del año 2018, Tata Power Solar ha iniciado la instalación de un programa piloto de 5 MW. Para este proyecto tan demandante Tata seleccionó a GoodWe gracias a la adaptabilidad de sus productos a diferentes condiciones de la red así como a su capacidad para mantener una gran eficiencia y consistencia bajo climas tan extremadamente cálidos como 50ºC. Fueron muchos los inversores GoodWe seleccionados, con capacidades desde 5-60KW.

“Proyectos de esta naturaleza tienen altos requerimientos de calidad y servicio, porque sólo productos de alta calidad pueden garantizar una recuperación de la inversión y una larga vida útil del sistema fotovoltaico. Es eso justamente lo que nos diferencia de otras empresas en el mercado. Los EPC y los desarrolladores a gran escala normalmente ponen mucha atención en las fortalezas de los proveedores de inversores, en vez de únicamente enfocarse en los bajos precios”, fue esto lo que comentó James Hou, Gerente de Ventas de GoodWe para Asia Pacífico. “Después de un riguroso proceso de selección, de pruebas para garantizar la utilización estable en el largo plazo y la operación práctica, GoodWe fue seleccionado como el mayor proveedor socio y desde entonces ha suministrado a Tata Power Solar inversores con una capacidad combinada superior a los 100MW. La tremenda colaboración en este importante proyecto gubernamental así como la garantía de 7 años que GoodWe ha dado a este proyecto, son factores que sin lugar a dudas han contribuido a incrementar la confianza mutual”.

Un factor adicional es que GoodWe también ofrece un inigualable servicio post-venta integrado por 10 ingenieros que cubre todo el territorio de la India. Uno de los ingenieros de GoodWe está establecido en Guajarat y está a toda la disponibilidad del cliente exclusivamente dedicado a la ejecución del Proyecto Sky.

Se trata de un paso revolucionario y simbólico encaminado a ayudar a la población local a generar su propia electricidad y a aumentar sus ingresos. GoodWe es una empresa dedicada a proveer soluciones fotovoltaicas de alta calidad para el desarrollo y construcción de proyectos como éste, contribuyendo así a un futuro en el que la energía renovable haga de la India y del mundo lugares más sustentables.

Siemens ha desarrollado, junto a otros socios especializados en ciencia e investigación, una nueva generación en el control de redes a través del proyecto DynaGridCenter. Por primera vez, los sistemas auxiliares visualizan procesos dinámicos que llevan la transición de energía a la red eléctrica y proporcionan recomendaciones específicas a determinadas acciones para optimizar las redes, mantener su estabilidad y evitar apagones.

En un contexto en el que el número de plantas generadoras descentralizadas continúa en aumento y la capacidad de las centrales eléctricas convencionales se reduce, el sistema de suministro de energía eléctrica es cada vez más susceptible a perturbaciones. Por ello, el centro de control del futuro se convierte en un componente clave en un plan de acción de la red eléctrica, lo que repercute en una reducción del tiempo necesario de respuesta a cualquier anomalía. Todo ello, hace que la mejora de las técnicas de control y regulación para los centros que gestionan la red de forma remota se vuelvan absolutamente necesarias.

Con DynaGridCenter, Siemens está estudiando formas de visualizar procesos dinámicos desencadenados por la distribución desigual de la carga en la red y descubriendo cómo responder sistemáticamente a ellos. Para ello, la compañía está desarrollando sistemas auxiliares para la red de transmisión. Al igual que un automóvil, los sistemas tienen dos funciones clave: la primera es regular automáticamente el sistema para mantener la “marcha” más suave y estable o la operación de la red. Y la segunda función es la detección temprana de obstáculos o fallos de funcionamiento para que puedan ser reconducidos o evitarlos.

Para monitorear la red, los científicos han utilizado un centro de control de red en la Universidad Técnica de Ilmenau, en Almemania, y lo han acoplado a una red eléctrica simulada, operada por la Universidad de Otto-von-Guericke en Magdeburgo. Las unidades de medición fasorial (PMU) trasmiten el nivel y el ángulo de fase de la corriente y voltaje a intervalos de 20 milisegundos, añadiendo un componente altamente dinámico a los valores medidos, que actualmente se transmiten en el rango de segundos. Los datos de la PMU se sincronizan en el tiempo y, por lo tanto, se pueden comparar directamente, lo que permite que se vean los procesos de vibración y transitorios no deseados en la red.

Hasta ahora, hemos podido evitar los procesos dinámicos peligrosos en la red que pueden provocar apagones, mediante la toma de medidas preventivas“, ha afirmado el profesor y doctor Rainer Krebs, jefe de la Unidad de Consultoría para la Operación y Protección de redes eléctricas de la división de Energy Management de Siemens. Los operadores de redes deben intervenir en los horarios de las centrales eléctricas para evitar cuellos de botella inminentes. Conocida como “reenvío”, esta intervención incurre en costos en el rango de hasta mil millones de euros por año. Es más fácil y, lo más importante, más económico optimizar la utilización de la capacidad de la línea y tomar medidas resolutivas solo en caso de una sobrecarga. Los nuevos programas de monitoreo y control pueden hacer esto, porque no solo visualizan las situaciones peligrosas que surgen durante una sobrecarga, sino que también toman las contramedidas necesarias mucho más rápido que el personal humano de una planta.

Planeado por un período de tres años, el proyecto de investigación DynaGridCenter comenzó el 1 de octubre de 2015. Los socios del proyecto han sido Siemens, la Universidad Otto-von-Guericke de Magdeburgo, la Universidad Técnica de Ilmenau, la Universidad de Ruhr en Bochum, el Instituto Fraunhofer para la Operación de Fábrica y Automatización (IFF) en Magdeburgo, y el Instituto Fraunhofer de Optrónica, Tecnologías de Sistemas y Explotación de Imágenes, Rama de Tecnología de Sistemas Avanzados (IOSB-AST) en Ilmenau. Los operadores de la red de transmisión 50Hertz Transmission, TransnetBW, TenneT y Amprion fueron asociados del proyecto. Siemens se ha encargado de coordinar esta acción que forma parte de la iniciativa Power Grids Orientada al Futuro y recibió aproximadamente 5 millones de euros en fondos del Ministerio Federal Alemán de Asuntos Económicos y Energía (BMWi).

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Red Eléctrica de España ha completado el proceso de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad a través de subastas competitivas con la asignación de un total de 21 bloques de 40 megavatios (MW) y de 352 bloques de 5 MW, lo que se traduce en una potencia interrumpible para el periodo del 1 de enero al 30 de junio del 2019 de 2.600 MW. En esta convocatoria de subastas han participado 124 consumidores.

Las subastas, que se han celebrado en Madrid del 10 al 12 de diciembre, han sido organizadas por Red Eléctrica como administrador de la subasta, que ha publicado hoy los resultados definitivos en la web de e-Sios, ya validados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El precio medio de asignación ha sido de 105.429 euros/MW y año para los productos de 40 MW y de 64.624 euros/MW y año para los de 5 MW. La media ponderada de asignación se ha situado en los 77.807 euros/MW y año. En total, para el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio del 2019, se destinarán 101,15 millones de euros al servicio de Interrumpibilidad para grandes consumidores.

Los precios de salida fijados por la Secretaría de Estado de Energía en la Resolución del 6 de noviembre del 2018 fueron de 200.000 euros/MW y año para los productos de 40 MW y 150.000 euros/MW y año para los de 5 MW.

El servicio de interrumpibilidad es una herramienta de la que dispone Red Eléctrica, como operador del sistema, para asegurar en todo momento un suministro eléctrico nacional de calidad. Con este servicio, los grandes consumidores de electricidad (industrias) se comprometen a reducir su consumo eléctrico cuando el sistema eléctrico lo requiere, siendo retribuidos por ello. La activación del servicio la realiza Red Eléctrica y responde a criterios técnicos o económicos.

La asignación del servicio de interrumpibilidad se realiza mediante la celebración de subastas administradas por Red Eléctrica y supervisadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Por su parte, el Ministerio para la Transición Ecológica es el organismo encargado de definir todo este procedimiento y las reglas por las que se rige.

El proceso se articula mediante un sistema de subastas competitivas a la baja en las que el precio de salida se reduce hasta que solo queda un pujador, para cada bloque de producto.

Red Eléctrica de España y Réseau de Transport d’Électricité invertirán 1.750 millones de euros en la interconexión por el golfo de Vizcaya. Según los presidentes de ambas compañías, Jordi Sevilla y François Brottes, “las interconexiones son un pilar fundamental de la transición energética y de un modelo económico bajo en emisiones”. Esta apuesta firme de Francia y España por un mercado único e interconectado se puso de manifiesto el pasado día 8 durante la celebración del X Aniversario de Inelfe, la sociedad constituida entre ambas empresas para el impulso y construcción de las interconexiones eléctricas entre ambos países.

Tras la puesta en servicio en el 2015 de la línea subterránea Santa Llogaia-Baixas por los Pirineos orientales, en la actualidad se está trabajando en un enlace submarino a través del golfo de Vizcaya para el año 2025, que supondrá una inversión total de 1.750 millones de euros y que ha contado con una subvención de la Unión Europea de 578 millones.

Está previsto que la interconexión del golfo de Vizcaya aporte un ahorro en costes variables de generación de 394 millones de euros al año, un ahorro en emisiones de CO2 de 3,2 millones de toneladas anuales y la integración de 4.322 gigavatios-hora de energías renovables en el sistema al año.

El desarrollo de nuevas interconexiones internacionales es esencial para alcanzar el objetivo vinculante de energías renovables del 32% fijado por la Unión Europea para el 2030. A mayor capacidad de interconexión entre países miembros, mayor integración de la generación renovable y, por tanto, mayor descarbonización. De esta manera, se podría, por ejemplo, poner a disposición de todos los ciudadanos europeos la generación eólica procedente del Mar del Norte o la solar del sur de Europa. Por otra parte, su impulso promoverá inversiones más eficientes en renovables, lo que reducirá la generación procedente de tecnologías convencionales y la dependencia de combustibles fósiles.

Según ambos presidentes, “las interconexiones internacionales no solo aumentan el tamaño de los sistemas eléctricos nacionales, otorgándoles estabilidad y seguridad de suministro, también reducen las necesidades de potencia instalada, moderan los precios de la electricidad y evitan vertidos de generación de renovables”. Y añaden: “actúan como auténticas autopistas de la electricidad a través de países y los continentes y transforman las renovables en energías nómadas, con capacidad para ser instaladas en los mejores emplazamientos, allí donde su inversión puede ser más rentable”.

España, una ‘isla eléctrica’ cada vez más interconectada

Los proyectos de interconexión eléctrica con países vecinos son claves para España. La península ibérica tiene un grado de interconexión con el sistema europeo muy inferior al del resto de países de la Unión Europea, lo que le impide acceder en igualdad de condiciones a los beneficios de las interconexiones eléctricas en términos de eficiencia y optimización de recursos.

Se calcula que los ahorros generados para España por la interconexión Santa Llogaia-Baixas han sido de 327 millones de euros: 157 millones de euros más que el coste asumido por los consumidores españoles (270 millones de euros), lo que demuestra la amortización del proyecto en términos económicos.

Además, esta interconexión ha permitido incrementar los intercambios físicos de energía eléctrica en un 90%, lo cual tiene un incremento directo tanto en competencia y eficiencia como en optimización de la integración y aprovechamiento de generación renovable y libre de emisiones.

También está sobre la mesa un nuevo proyecto de interconexión con Portugal por el sur de Galicia. Este proyecto de interés comunitario, que actualmente se encuentra en proceso administrativo para su aprobación, ayudará al país luso a conseguir el objetivo del ratio del 10% de interconexión sobre su potencia instalada y reforzará, sin duda, el mercado ibérico de la electricidad.

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