jueves, 30 de diciembre de 2010

El final de la industria fotovoltaica en España

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A los dos nuevos Reales Decretos aprobados por el gobierno a finales y principios de noviembre y diciembre, respectivamente, se les ha unido ahora el Real Decreto Ley 14/2010 que significa un atentico jarro de agua fría para el sector fotovoltaico español. La tan renombrada retroactividad toma forma en éste sector reduciéndose la posibilidad de recibir remuneración acorde con la legislación más allá de las 1.250 horas equivalentes al año. Este límite se aplicará para toda la producción eléctrica fotovoltaica hasta el año 2014.

Cuando hablamos de horas equivalentes estamos presuponiendo funcionamiento de las instalaciones a pleno rendimiento. De esta forma si tenemos una instalación de 100 kWp y la multiplicamos por las 1.250 horas de funcionamiento que fija el gobierno, tendremos una producción de 125.000 kWh al año que serán compensadas vía tarifa.

Sin embargo, en Andalucía por ejemplo, pueden obtenerse producciones equivalentes del orden de 1.400 horas por cada kWp instalado. Os recomiendo que visitéis la web de la Comisión Europea donde se encuentra alojado el programa PVGIS que os permitirá realizar el cálculo para cualquier país europeo o africano: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/.

Por lo tanto, aunque se mantengan los importes fijados en la tarifa que a cada promotor fotovoltaico se le asigno, al limitarse el número de horas de funcionamiento al año de las instalaciones con derecho a retribución, puede decirse que de facto se está disminuyendo la retribución global que el promotor percibirá todos los años, con lo que podemos hablar de retroactividad sin miedo a equivocarnos.

Esto significa una malísima planificación por parte del gobierno que no llegó a valorar correctamente el coste de esta tecnología y las posibilidades de crecimiento acorde la remuneración percibida por el promotor. A partir del año que viene la tarifa disminuirá hasta en un 45% en las instalaciones en suelo por lo que puede afirmarse que el sector está herido de muerte en España.

martes, 21 de diciembre de 2010

Nuevos Reales Decretos para el sector renovable en España

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En menos de un mes se han publicado dos Reales Decretos muy importantes para el sector renovable español. Uno de ellos, el RD 1565/2010 modifica determinados aspectos relacionados con la producción de electricidad en el régimen especial, reduciendo en un 5 y un 25% la tarifa que recibirán las instalaciones solares fotovoltaicas sobre cubiertas si son iguales o menores de 20 kW o mayores de 20, respectivamente. Además la reducción será del 45% para instalaciones en suelo. En la cuarta convocatoria de 2010, antes de la aplicación del nuevo RD, se establecía una tarifa de 32,19, 28,68 y 25,86 c€/kWh producido, respectivamente. Con lo cual, en el caso de las nuevas instalaciones solares fotovoltaicas en suelo quedará fijada la nueva tarifa en torno a los 13 c€/kWh, lo que significa que prácticamente se alcanza la paridad de red para estas instalaciones. El otro Real Decreto publicado el día 8 de diciembre es el 1614/2010, por el que se regula el sector solar termoeléctrico y el eólico. En este caso se limitan las horas de funcionamiento de estas instalaciones, por encima de las cuales el productor no recibirá primas, y además se reduce la prima que recibirá el productor eólico en un 35% para los proyectos que entraron en funcionamiento a partir de enero de 2008. Estos dos Reales Decretos no son buenos para el sector renovable ya que establecen una reducción en la retribución que cobran los productores de las principales tecnologías renovables que operan en España. No obstante, significan un alivio para las instalaciones en funcionamiento ya que elimina la amenaza del fantasma de la retroactividad.

jueves, 11 de noviembre de 2010

Ayudas a las renovables

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Cuando en todos los foros se habla de que las renovables son muy caras debido a las ayudas que reciben por parte de los gobiernos y que esta carestía tenemos que pagarla todos los ciudadanos, con lo que esto implica en la subida del recibo de la luz, de impuestos directos e indirectos, etc., ahora la Agencia Internacional de la Energía, en su informe World Energy Outlook 2010 deja claro que no es así.

Efectivamente, si sumamos subsidios, primas e incentivos que reciben los combustibles fósiles en todo el mundo comprobaremos que se han beneficiado de un importe de cercano a los 320.000 millones de dólares en 2009. En el otro lado de la balanza tenemos las ayudas que han recibido las renovables, cuyo importe ascendió a 41.000 millones para ese mismo año.

Esta misma semana nos hemos enterado que el futuro decreto sobre el régimen especial para la producción de energía eléctrica, ya tiene el visto bueno del Ministerio de Industria. No se conocen los detalles del mismo, pero la gran energía perjudicada será, con todo seguridad, la fotovoltaica. La eólica y la termoeléctrica podrían haber pasado el trámite de forma ¨decente" aunque la rebaja en las primas será tambien segura.

La aportación económica que un país realice a una tecnología es el reflejo de la voluntad que tiene en invertir en desarrollo futuro o mantener estructuras industriales y energéticas pasadas. Por este motivo, la apuesta debe ser clara. Ayudas se conceden a todas las formas de producción energética, decidir a que formas se concederán el mayor porcentaje de los fondos disponibles será la diferencia que determinará la velocidad en el cambio del actual modelo energético.

lunes, 25 de octubre de 2010

El déficit tarifario en España

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Por déficit tarifario en España, se entiende la diferencia entre la recaudación por las tarifas reguladas que fija el gobierno y que pagan los consumidores y los costes reales asociados a dichas tarifas. Está produciendo graves problemas que, en el contexto actual de crisis financiera internacional, está afectando profundamente al sistema y pone en riesgo, no sólo la situación financiera de las empresas del sector eléctrico, sino la sostenibilidad misma del sistema.

Con la Ley 54/1997 se establecía la paulatina liberalización del sector eléctrico en España que concluyó el 1 de enero de 2003. Esta liberalización se ha producido en el mercado mayorista (grandes consumidores) pero no ha terminado de implantarse al mercado minorista que sigue intervenido mediante la atribución que el RDL 6/2009 le permite gracias a la denominada tarifa de último recurso. Esta tarifa a la que se acogen prácticamente todas las familias españolas (potencia inferior a 10 kW), está intervenida por el gobierno y su evolución depende de intereses políticos.
El RDL 6/2009, además, tiene como principal objetivo reducir el déficit tarifario que desde la aprobación de la Ley 54/1997 del sector eléctrico viene incrementándose año tras año.

Otro aspecto que considera este Real Decreto Ley está relacionado con la creación del bono social que tiene como objetivo proteger a los consumidores con unas rentas más reducidas para que no se vean perjudicados en cuanto al acceso del suministro eléctrico.

El Real Decreto Ley establece una hoja de ruta para eliminar el déficit tarifario desde su publicación y hasta 2013, fecha fijada como tope para su eliminación definitiva. De esta forma en el año 2009 el déficit no debía superar los 3.500 millones de euros, en 2010 3.000 millones, en 2011 2.000 millones y en 2012 1.000 millones. Desgraciadamente la realidad ha sido bien distinta y a principios de 2010 el déficit de la tarifa se elevaba a 4.616 millones de euros. Según el compromiso del gobierno la tarifa tendría que haber subido durante 2010 para ajustar esa diferencia. Sin embargo, no se produjo como hubiera sido deseable y necesario.

Este incremento del déficit ha venido condicionado por el anormalmente bajo precio que se impone a la tarifa de último recurso que no refleja el coste real de la producción de energía eléctrica. Por lo tanto, es anterior a las primas que se están concediendo a las energías renovables y no es achacable únicamente a estas.

Además, el incremento del precio del barril del petróleo y de la tonelada de CO2 emitida a la atmósfera , especialmente en el año 2007, no se repercutió en el precio que el consumidor pagaba por lo que hizo que el déficit se incrementara aun más.

Está claro que es necesario un incremento en el precio de la tarifa eléctrica de último recurso y una planificación energética a largo plazo que elimine todas las plantas de producción de energía eléctrica mediante carbón (excesivamente subvencionado y contaminante) que con más de 11.000 MW de potencia instalada (un 12% del total del sistema eléctrico español cifrado en 95.000 MW con todas las tecnologías) contribuye a que exista una sobrecapacidad del sistema eléctrico. Otro de los lastres importantes que se ha venido originando en los últimos años.

viernes, 15 de octubre de 2010

Sobre energía eólica offshore cualquiera puede opinar

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He localizado un video en Youtube que os recomiendo. Se trata de un documental del programa de televisión "el escarabajo verde" donde se analiza la situación de los parques eólicos offshore en España. Lo que más me ha sorprendido han sido las declaraciones de todo un "intelectual" como es Alberto Vázquez Figueroa, que afirma que "después del tráfico de armas y de drogas el negocio eólico es junto a la prostitución el negocio más corrompido y sucio del mundo":

http://www.youtube.com/watch?v=7pOsiPP_tBg

No comforme con estas afirmaciones, en otra parte de la entrevista dice que "la Red Eléctrica Nacional (supongo que se referirá a REE) y las grandes eléctricas empiezan a reconocer que no se puede seguir por este camino y que la energía eólica para España es la ruina".

Además afirma, este caballero, que "a horas de la mañana o a las horas que le da la gana la energía eólica llena la red y la red no la necesita y la tiene que tirar pero a los señores que han puesto un parque eólico se les está pagando unas subvenciones brutales".

Escuchar hablar a este señor me ha hecho reflexionar sobre la capacidad que tienen ciertos sectores de opinión, con una falta total de conocimiento técnico, para manipular al resto de la ciudadania. Y como solemos creernos lo que nos dice un supuesto intelectual que por el hecho de haber escrito un número considerable de libros parece que está por encima del bien y del mal y al que hay que escuchar diga las sandeces que diga.

Para hablar sobre cualquier materia primero hay que documentarse, después sopesar alternativas y por último emitir un juicio basado en valoraciones cuantitativas. Después sabría que el promotor eólico sólo cobra por la energía eólica que vende. Si hay sobreproducción y el parque eólico se desconecta de la red el promotor no cobra y que la energía eólica lleva años sin recibir subvenciones del gobierno. Sólo recibe una prima por producción porque al gobierno le ha interesado promover esta tecnología por motivos, de sostenibilidad, independencia energética, I+D, etc.

jueves, 30 de septiembre de 2010

Ayudas al carbón

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La Comisión Europea ha dado luz verde a las ayudas para la industria del carbón en España. De esta forma se amplía hasta 2014 la sangría que está sufriendo este sector.


Atrás quedaron los años “gloriosos” en que el 37% del total de la electricidad que se producía en España se hacía en centrales que utilizaban carbón como materia prima. Desde este año, 2002, el decremento en la producción de energía eléctrica por este medio no ha dejado de disminuir entrando en barrena en el año 2007 y bajando su aportación al sistema eléctrico español a un ridículo 12% en 2009.

Las centrales eléctricas que funcionan con esta materia prima son las más contaminantes y menos eficientes en términos de aprovechamiento energético, con el agravante de que el carbón nacional es de pésima calidad por lo que el empeño de su uso origina mayores ineficiencias y problemas económicos y ambientales para el país. Además, como se ha puesto de manifiesto, necesitan subvenciones para poder sobrevivir. Subvenciones que tenemos que pagar todos los españoles.

Un país con un 20% de su población activa en paro tiene que pensar en medidas más eficaces a medio y largo plazo tendentes a disminuir esta tasa de desempleo de forma estructural. El incremento de parados que originaría el fin de la minería del carbón, desgraciadamente, no aumentará ni una décima de punto esta tasa de desempleo, por lo no se explica el interés en mantener 7.000 puestos de trabajo cuando se han perdido millones en otros sectores con las mismas o más necesidades.
El Real Decreto 134/2010 por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro no tiene ningún sentido, ya que el suministro eléctrico está más que garantizado con la actual coyuntura económica del país. Por lo tanto, su publicación sólo puede responder a intereses partidistas para beneficiar a un colectivo especialmente sensible para la opinión pública como ha sido tradicionalmente el minero.

La realidad de la industria del carbón, más allá de reminiscencias nostálgicas evocadas por canciones de Victor Manuel, es durísima. Por este motivo desde la planificación de políticas energéticas el gobierno debe primar una reconversión en profundidad del sector. Debemos ser conscientes de que el modelo energético basado en energías fósiles está terminado por insostenible e ineficiente. Mientras antes nos demos cuenta de esta realidad y aceptemos los nuevos retos que este cambio implica, antes estaremos posicionados internacionalmente para liderar una nueva economía basada en fuentes energéticas renovables. Las únicas que se mantendrán de forma indefinida en el tiempo.

miércoles, 15 de septiembre de 2010

Crecimiento de la energía eólica offshore

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En España el crecimiento eólico ha sido desigual. Una de las Comunidades Autónomas pioneras en el desarrollo masivo eólico fue la de Galicia. El Plan Eólico del gobierno gallego tiene como objetivo alcanzar a finales de 2010 4.000 MW de potencia. A finales de 2009 ya había conseguido llegar a los 3.231 MW. Esta potencia podrá suministrar hasta el 50% de las necesidades energéticas de esa Comunidad. Para conseguir este objetivo el gobierno regional ha otorgado a compañías eléctricas, fabricantes de aerogeneradores y operadores independientes concesiones para desarrollar cuotas establecidas de potencia en 140 áreas distintas. El objetivo ha sido que al menos el 70% de la inversión se realice en su territorio creando puestos de trabajo directos e indirectos. Como resultado de esta política los fabricantes de componentes de aerogeneradores han proliferado por toda la comunidad.

El salto al mar debe realizarse teniendo en cuenta estos mismos planteamientos y sin descuidar los aspectos medioambientales ya que comunidades como la de Navarra que desde el principio del desarrollo eólico incluyó el análisis de los impactos ambientales como uno de los aspectos claves en la selección de los emplazamientos, evitando así conflictos locales, otras Comunidades no han abordado esta circunstancia completamente lo que origina conflictos con organizaciones y residentes locales.

La integración en la red es una de las variables más importantes que hay que analizar en cualquier nuevo proyecto energético. Las tensiones entre la oferta de energía eléctrica disponible en el mercado español y la demanda de esta energía, están creciendo año a año. Mientras que la demanda de energía eléctrica ha experimentado un crecimiento medio, en los últimos cinco años del 1,44%, la potencia instalada se ha incrementado una media del 6,29% en el mismo periodo de tiempo.

Esta circunstancia implica que un país que tenga un alto porcentaje de plantas eléctricas inflexibles, como es el caso de las centrales nucleares que no están preparadas para trabajar de forma discontinua según las necesidades del mercado, no estará preparado para soportar la variabilidad de producción que demanda el mercado. Por lo tanto, desde un punto de vista económico que no medioambiental, este tipo de instalaciones solo se justifican en porcentajes muy reducidos. El resto de centrales que pueden “desconectarse” y “conectarse” con más flexibilidad tienen cabida en el mercado siempre que sus costes de operación sean competitivos. Además, la inactividad originará grandes pérdidas económicas para las empresas energéticas que deberán interrumpir la producción de sus plantas con más frecuencia de la deseada.

lunes, 23 de agosto de 2010

Coste de la energía eólica offshore

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La energía eólica offshore tiene su propia estructura de costes que se clasifican en los siguientes grupos:

1. Coste de cimentación. El coste de las cimentaciones por gravedad es bastante elevado. En parte por la gran cantidad de material necesario para su construcción y en parte por los costes de transporte hasta el emplazamiento definitivo. Esta ha sido una de las razones que ha declinado la balanza hacía las estructuras apilables (sobretodo las monopilotes). Un monopilote para las máquinas existentes en el mercado puede pesar sobre las 100 toneladas, pero la cimentación por gravedad implica un peso considerablemente mayor.

2. Coste de conexión eléctrica. Las conexiones eléctricas dentro del parque eólico suelen realizarse alrededor de los 11 kV, mientras que la conexión de salida se realiza dependiendo de la potencia total del parque eólico. Es muy probable que los cables de salida del parque eólico estén enterrados. Sin embargo, los cables de conexión entre aerogeneradores pueden estar al aire. No enterar, en el lecho marino, lo cables de conexión entre los distintos aerogeneradores puede originar accidentes en actividades pesqueras o de anclaje. Por este motivo se hace imprescindible enterrar todos los cables del parque eólico offshore. Se deberá, por lo tanto, asumir un coste adicional derivado de esta actuación.

El coste de conexión de un parque eólico offshore podemos estimarlo teniendo en cuenta la valoración media de los parques en operación. Alrededor de 250 euros/kW sería una valoración razonable, aunque variables como la longitud del cable y el proceso utilizado para enterarlo son claves en cuanto a la valoración final del coste.

La energía eólica marina puede suministrar grandes cantidades de energía a un coste más barato que muchas energías renovables. Sin embargo, su coste es mayor que el de la energía eólica en tierra. La justificación de estos mayores costes tiene relación con el incremento en el precio del cable de conexión del parque eólico hasta tierra. Esta partida implica un sobre coste en torno al 17-34% en comparación con los parques eólicos en tierra. El coste de la cimentación es un 30% mayor, a igual que el de operación y mantenimiento y los tratamientos aislantes de la turbina que originan un sobre coste del 20% . El desglose de costes para las instalaciones offshore se resume en:

- Turbina: 52%
- Cimentación: 16%
- Conexión eléctrica: 17%
- Electrónica: 6%
- O&M: 2%
- Planificación: 4%
- Varios: 3%

3. Coste de la turbina. El coste de la turbina incluiría el del aerogenerador más lo equipos auxiliares para su funcionamiento. Los costes de ingeniería y otros equipos estarían formados por el importe de la cimentación, la conexión eléctrica y los aparatos electrónicos necesarios para el correcto funcionamiento del parque.

4. Coste de planificación. En la planificación se incluiría la medición del recurso eólico, el Estudio de Impacto Ambiental y el análisis de rentabilidad del parque.

5. Por último, la partida de varios y O&M, estaría constituida por los costes financieros, seguros y actividades de operación y mantenimiento durante la construcción del parque.

Este desglose de costes difiere con el que podemos encontrar para parques eólicos en tierra, ya que en estos casos el coste del aerogenerador significa más de un 75% del coste total del proyecto (frente al 51% del parque eólico marino) y la obra civil y las conexiones difícilmente superan el 20% (frente al 40% del offshore).

lunes, 9 de agosto de 2010

Características de la energía eólica offshore

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El gran desarrollo de la energía eólica offshore en el mundo se ha producido en el Mar del Norte y en el mar Báltico. Las condiciones de estos emplazamientos son inmejorables para llevar a cabo promociones eólicas fuera de tierra. Entre sus ventajas destacamos la poca profundidad del lecho marino y la fuerza del viento muy constante durante prácticamente todo el año. El hecho de que en el mar los vientos sean más constantes podría sugerir que la estimación de su velocidad podría ser directa ya que la superficie del mar es más homogénea que la tierra. Sin embargo, las características de la tierra pueden extenderse hasta 50 kilómetros de la costa. Esto hace difícil la estimación en muchas zonas marítimas. Por lo tanto, se hace necesario realizar las oportunas mediciones antes de confirmar un emplazamiento eólico.

La instalación de un parque eólico marino implica realizar adaptaciones de los aerogeneradores y los componentes del parque eólico. Por este motivo los fabricantes optan por crear turbinas específicas para su instalación en el mar. Además, deberán realizar actividades de protección que implicaran un mayor coste para el promotor.

Principalmente se tendrán que preparar las estructuras para garantizar una protección de la corrosión y la entrada de aire cargado de sal que puede afectar al equipo eléctrico y al control del sistema. Por este motivo es necesario realizar una inversión adicional en el siguiente equipamiento:

- Góndola y Torre herméticas,
- Sistemas de deshumidificación,
- Superficies con un acabado especial para evitar la corrosión,
- Grúa permanente en la góndola capaz de cargar pequeñas cargas y previsión de un emplazamiento para grúa de gran capacidad.
- Transformador y equipo informático dentro de la torre.

Incluir este equipamiento implica realizar otras modificaciones como son incluir un intercambiador de calor para el aire de refrigeración y una plataforma en la base de la torre donde ubicar el transformador.

Además de las características especiales del aerogenerador la base donde se ubicará debe realizarse siguiendo técnicas especiales, más costosas, que las cimentaciones terrestres. Los costes de estas cimentaciones offshore también varían dependiendo de las que utilicemos y serán un factor determinante en el análisis de viabilidad económica del futuro parque eólico. Se pueden destacar tres tecnologías:

- Cimentación por gravedad. Esta base se construye en hormigón o acero, depositándose posteriormente sobre el lecho marino. La torre y el aerogenerador se insertan posteriormente en esta estructura.
- Estructuras apilables. Tienen varias formas que van desde el simple monopilote a estructuras en trípode heredadas de las grandes plataformas petrolíferas.
- Estructuras flotantes. El desarrollo de estas estructuras, de las que ya hay varios prototipos de prueba en Europa, significará más capacidad de instalación en zonas profundas.

Adoptar una solución u otra depende de circunstancias como son el lecho marino, la distancia de la costa, la estimación de vientos y la carga provocada por el envite de las olas.

lunes, 26 de julio de 2010

Rasgos básicos de la energía eólica offshore

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La energía eólica marina tiene muchas similitudes con la energía eólica que se instala en tierra. Sin embargo, también tiene aspectos diferenciadores que la hacen única. El crecimiento de la demanda energética en todos los países desarrollados está impulsando la promoción de nuevas fuentes energéticas basadas en tecnologías renovables. La energía eólica marina permite realizar un aprovechamiento energético de los mares donde los vientos son más fuertes y constantes.

De todas las energías renovables, la eólica marina reúne la combinación más favorable entre coste de la energía y riesgo de menor producción de la estimada o cortes en el suministro. El recurso eólico marino en Europa es muy importante siendo el coste y riesgo de esta tecnología menor que el de otras renovables. Además, la tecnología ha alcanzado un alto grado de madurez por lo que su fiabilidad está garantizada.

A diez kilómetros de la costa la velocidad del viento es superior al de la propia costa en un 1 m/s. Algunos emplazamientos del litoral español, como es el caso de las costas de Cádiz y Huelva, Granada y Almería en el sur, toda la costa atlántica de Galicia y las costas de Girona, en el norte, poseen velocidades medias de viento superiores a los 9 m/s. Velocidades que en tierra no se consiguen salvo escasísimos puntos muy localizados. De hecho, encontrar emplazamientos con velocidades medias superiores a los 6 m/s es arto complicado.

Esta diferencia en 3 m/s, que en principio podría resultar mínima, implica una producción energética aproximadamente tres veces mayor, ya que la potencia que el aerogenerador puede extraer del viento está directamente relacionada con el cubo de la velocidad del viento que incide sobre el mismo. De esta forma, tendríamos para un aerogenerador eólico típico de 2 MW, una producción anual de 2 GWh para una velocidad del viento media de 6 m/s y 7,7 GWh para una velocidad de viento media de 9 m/s . Esta diferencia es crucial cuando se realiza una valoración económica de la rentabilidad que tendrá el parque eólico.

Países Bajos, Dinamarca, Finlandia, Alemania, Irlanda, Italia, Noruega, Suecia y Reino Unido tienen ya construidos parques eólicos offshore. Los primeros aerogeneradores instalados en las costas de Dinamarca a principios de los años noventa, difícilmente superaban el medio megavatio de potencia. Sin embargo, la progresión en cuanto a crecimiento de potencia unitaria ha sido considerable, llegando a instalarse máquinas con una potencia unitaria de 5 MW. La evolución para los próximos años seguirá con esta tendencia ya que la apuesta de los fabricantes así lo demuestra. La rentabilidad de un parque eólico mejora con la instalación de máquinas más grandes ya que el mayor coste de adquisición se compensa con la mayor producción energética y los menores costes de O&M de todo el parque eólico que tiene menos máquinas en funcionamiento para la misma potencia instalada.

La experiencia en el mantenimiento de los parques eólicos offshore del norte de Europa es bastante alentadora ya que el servicio se presta sin demasiadas complicaciones. No obstante, en ubicaciones más hostiles aun queda un largo camino por recorrer.

Las promociones que se lleven a cabo en España tienen que tener en cuenta una serie de consideraciones que tradicionalmente no se han valorado con la importancia que merecen. Especialmente importante es analizar la disponibilidad de equipamiento específico en las inmediaciones del parque eólico y puertos con accesibilidad suficiente para alojar máquinas y medios constructivos, de ensamblaje y transporte de todos los componentes del parque eólico. Además, es importante que las condiciones climatológicas no sean extremas durante la mayor parte del año, ya que de otra forma los costes de O&M y las pérdidas por caídas en la producción se incrementarán considerablemente. Por último, la posibilidad de conexión a la red es otro de los factores limitantes que tendrá que tenerse en cuenta.

Los parques eólicos marinos que se promocionen en el litoral español tienen que tener un tamaño, en cuanto a potencia instalada, mayor que la media de los parques eólicos onshore. Esto es así porque solo se justifica su existencia si podemos cubrir los costes de alquiler de equipo especializado y el coste de capital que será mayor, entre un 50%-60%, con respecto a los parques eólicos en tierra. Por la parte de los ingresos, la mayor producción de energía, un 30% de media, y el apoyo estatal mediante una tarifa y prima adecuada a estos parques posibilitará una rentabilidad que haga interesante para los promotores la apuesta por la tecnología eólica offshore. El mayor coste de capital origina que las inversiones sean más sensibles a las tasas de descuento que se apliquen.

Si desea información específica puede solicitarla en amartinez@iniec.com

miércoles, 14 de julio de 2010

¿Es viable la energía eólica offshore en España?

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Durante las próximas aportaciones iremos facilitando información sobre un estudio económico y técnico que hemos realizado sobre la viabilidad de instalación de parques eólicos offshore en España.

España está pasando, desde finales de la década de los ochenta, por una transformación paulatina de su sistema energético. Especialmente significativo es el cambio que está experimentado el sector eléctrico, con una generación “especial” que año tras año come terreno a la generación “ordinaria” basada en el uso mayoritario de combustibles fósiles y energía nuclear. Esta transición viene originada por la cada vez mayor escasez de las fuentes energéticas tradicionales y por los compromisos internacionales adquiridos por el gobierno de España en cuanto a la protección del medio ambiente.

De todas las nuevas tecnologías renovables la energía eólica es la que está adquiriendo un mayor porcentaje de participación en cuanto a potencia instalada y producción energética inyectada a red. Sin embargo, la disponibilidad de nuevos buenos emplazamientos eólicos en tierra cada vez está más limitada ya que el recurso eólico, factor primordial a tener en cuenta cuando se realiza una promoción eólica, es un importante factor limitante. Los países europeos con mayor tradición eólica vienen realizando desde la década de los noventa importantes inversiones en energía eólica offshore, como se conoce a la energía eólica marina en el argot de la industria, ya que es una forma de aprovechar los desarrollos tecnológicos que se han promovido en tierra. Además, el mar ofrece posibles emplazamientos adicionales a los existentes en tierra.

Las promociones eólicas offshore tienen muchas ventajas, entre las que se destaca su gran producción eléctrica y aprovechamiento de zonas de litoral no destinada a otros fines. No obstante, también hay que tener en cuenta factores limitantes como pueden ser posibles afecciones al medio físico, competencia con otros usos (pesqueros, turísticos, acuicultura, etc.), integración de la energía producida en el sistema eléctrico y ciertas reticencias sociales y políticas.

Todas estas circunstancias deben ser analizadas para poder determinar la viabilidad económica de instalación de parques eólicos offshore en el litoral español durante la presente década, estableciendo un escenario razonable para las nuevas promociones que sea complementario con toda la potencia eléctrica existente en el país. El nuevo escenario energético implica realizar un análisis de costes exhaustivo donde puedan compararse las distintas energías tradicionales y renovables. La nueva potencia eléctrica que se ha instalado en el país hace que las tensiones oferta-demanda sean cada vez mayores. Esto implica que productores energéticos tengan que suspender su actividad en ciertos momentos porque no hay suficiente demanda. Por lo tanto, la planificación gubernamental debe tener en cuenta los costes que implican unas y otras tecnologías, favoreciendo (a igual de producción) las más económicas.

jueves, 22 de abril de 2010

¿Cómo alcanzar el éxito profesional y empresarial trabajando en energías renovables?

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Tras seguir algunos debates en los que he tenido ocasión de participar, he visto que en la mayoría de los casos hay un interés manifiesto en conseguir "ganarse la vida" trabajando en un sector pujante como es el de las energías renovables.

En la mayoría de los casos creemos que teniendo un gran formación (para ello buscamos el mejor centro académico posible) y experiencia en el sector (haber trabajado en una gran compañía), tendremos las puertas abiertas para conseguir nuestros objetivos.

Sin embargo, la experiencia me demuestra que si bien estos factores son importantes, tienen a lo sumo un 5-10% de peso en el alcance de nuestros objetivos.

Para conseguir éxito profesional son otras las variables que entran en juego:

La primera de ellas es estar convencidos de que la única alternativa posible al actual modelo energético viene de la mano del uso de fuentes energéticas renovables. Además, la apuesta por este modelo energético vendrá respaldada por la convicción de que el modelo es más justo, sostenible y eficiente, por lo que estamos contribuyendo a mejorar no solo nuestra calidad de vida sino la de todo el planeta.

La constancia en el trabajo es otra de las variables fundamentales. Las noticias coyunturales en prensa, las manifestaciones de "expertos" en contra del modelo, las crisis temporales, etc., no deben hacernos abandonar nuestro trabajo y objetivos.

El trabajo duro y constante hará que tengamos un conocimiento mucho mayor que el 90% de posibles competidores. No obstante, el 10% restante estará a nuestro mismo nivel cuando llegue el momento. Entonces tendremos que estar preparados para competir.

Por último, ser honestos en nuestro trabajo, tratar bien a nuestros compañeros y subordinados y no engañar a nuestros clientes para obtener un mayor beneficio puntual será otra de las "claves" de nuestro éxito.

martes, 9 de marzo de 2010

Crecen las tensiones entre oferta y demanda eléctrica

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En los últimos meses el sistema eléctrico español no deja de darnos sorpresas. La última de ellas es que los productores energéticos están vendiendo la energía que producen a cero euros el kWh. Parece algo increíble pero es cierto. Para buscar la explicación a esta circunstancia debemos analizar el sistema de compra-venta eléctrico que existe en nuestro país.

Las eléctricas pueden vender la electricidad que producen en el mercado diario llamado comúnmente "pool eléctrico". El pool actúa como un gran mercado en el que se compra y vende electricidad. El precio de compra-venta depende de las necesidades del mercado y de la producción energética disponible en el momento de la casación. El precio de c-v en un momento dado depende del que fijan las empresas eléctricas que venden su energía en el régimen ordinario. Estas son todas las empresas menos las renovables y las plantas de cogeneración que están recogidas en el régimen especial.

Las plantas nucleares y las térmicas tradicionales (carbón, fuel y gas) tienen que comprar combustible para producir electricidad, las renovables, no. Las plantas tradicionales ofertarán electricidad a un precio determinado. Podríamos tener unas necesidades eléctricas, para un país dado, de 1 GWh y una oferta como la siguiente:

Planta Eólica "Eolus": 0,2 GWh a 0 €/MWh
Planta Solar "Ra": 0,1 GWh a 0€/MWh
Planta Nuclear "Neutrón": 0,2 GWh a 0€/MWhh
Planta de Gas "Metanona": 0,3 GWh a 55€/MWh
Planta de Carbón "As Torres": 0,3 GWh a 65€/MWh
Planta de Carbón "Bituminosa": 0,2 GWh a 70€/MWh

Ante esta situación el operador del sistema compraría 1 GWh de electricidad empezando por las empresas que ofertan su servicio a 0€. La última que entraría en la operación sería la planta de carbón de "As Torres" se le compraría solo 0,2 GWh, que es la cantidad que completa el GWh demandado. Además, el precio que se pagará a todas las demás vendrá fijado por esta compañía (65€/MWh). La última planta de carbón, Bituminosa, quedaría fuera del mercado.

Puede darse el caso, durante una noche, donde la demanda eléctrica es menor y se reducen las necesidades a tan solo 0,5 GWh, por ejemplo, que las tres compañías que han ofrecido la electricidad a 0€ tengan que asumir su compromiso y vender toda la electricidad producida a ese precio.

Esta circunstancia, que podría considerarse excepcional, se producirá cada vez más a menudo. Las tensiones entre la oferta de energía eléctrica disponible en el mercado español y la demanda de esta energía, están creciendo año a año. Mientras que la demanda de energía eléctrica ha experimentado un crecimiento medio, en los últimos cinco años, del 1,44%, la potencia instalada se ha incrementado una media del 6,29% en el mismo periodo de tiempo.

En España ya se sobrepasan los 95.000 MW de potencia eléctrica instalada si contabilizamos todas las tecnologías de producción, cuando difícilmente llegamos a consumir en los momentos de mayor demanda más de 45.000 MW.

Un país que tenga un alto porcentaje de plantas eléctricas inflexibles, como es el caso de las centrales nucleares, que no están preparadas para trabajar de forma discontinua según las necesidades del mercado, no estará preparado para soportar la variabilidad de producción que demanda el mercado. Por lo tanto, desde un punto de vista económico que no medioambiental, este tipo de instalaciones solo se justifican en porcentajes muy reducidos. El resto de centrales que pueden “desconectarse” y “conectarse” con más flexibilidad tienen cabida en el mercado siempre que sus costes de operación sean competitivos. Además, la inactividad originará grandes pérdidas económicas para las empresas energéticas que deberán interrumpir la producción de sus plantas con más frecuencia de la deseada.

El modelo energético basado en fuentes renovables implica disponer de un sistema de almacenamiento que sea capaz de aprovechar los momentos de sobreproducción sin necesidad de que tenga que interrumpirse el funcionamiento de aerogeneradores o paneles solares. En este sentido debe potenciarse los sistemas de bombeo de agua con producción energética excedente, la producción de hidrógeno como almacenamiento energético y el establecimiento de una red de automóviles eléctricos que puedan recargarse en periodos nocturnos con la sobreproducción eléctrica de sistemas como los eólicos.

Además, se hace necesario establecer y mejorar las redes eléctricas intercomunicadas entre distintos países ya que de esta forma se incrementa la probabilidad de disponer de energía cuando no se tiene o de poder venderla cuando se produce en exceso. La gran interconexión del sistema europeo y del norte de África haría más viable la producción de energía eólica offshore en España. Por este motivo la política de potenciación de la interconexión entre los países debe ser una prioridad estratégica del gobierno español.

La privatización de la producción de electricidad, como tendencia natural en la Unión Europea, puede llegar a penalizar la promoción de algunas instalaciones renovables, ya que en los contratos de abastecimiento que se firman se prima la garantía en el suministro eléctrico según las necesidades de la demanda, aun por encima de lo que implica un aumento de los costes de producción provocado por la inflexibilidad del sistema. Está claro que este sistema tiene que revisarse en profundidad.

Mas información: http://www.iniec.com/

jueves, 7 de enero de 2010

kW versus kWh

5 comentarios:
Estas dos unidades de medida, básicas cuando estudiamos cualquier aspecto relacionado con la energía, se confunden con bastante frecuencia.

Los kW siempre estarán relacionados con la “potencia” de una instalación o equipo. De esta forma diremos que un aerogenerador tiene una potencia instalada de 1.000 kW, por ejemplo. O que la bombilla de nuestra hogar es de 11 W (0,011 kW).

Los kWh se utilizan para cuantificar la “producción” o el “consumo” de una instalación o equipo eléctrico. Solo podremos medir producción o consumo en horas. Nunca en días, meses o segundos.

Para verlo más claro pondremos algunos ejemplos:

Un aerogenerador de 1.000 kW trabajando a plena potencia solo 1 hora, durante un semana, producirá: 1.000 kW ∙ 1hora = 1.000 kWh/semana.

Si el mismo aerogenerador trabaja durante todo un día a plena potencia producirá: 1.000 kW ∙ 24 horas = 24.000 kWh/día.

Si el aerogenerador trabaja solo durante cinco minutos en todo un año, producirá: 1.000 kW ∙ 1/12 horas = 83,3 kWh/año.

sábado, 2 de enero de 2010

Libertad para Juan López de Uralde

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Desde el Instituto de Investigaciones Ecológicas (INIEC), queremos expresar el apoyo de nuestra institución a las actividades que Greenpeace está realizando a nivel mundial y muy especialmente a la campaña desarrollada durante las últimas semanas en Copenhague.

La detención de los activistas de Greenpeace y la de Juan, al que hemos tenido ocasión de conocer en varias jornadas sobre medio ambiente en las que hemos coincidido, no tiene ninguna justificación legal y pone de manifiesto los intereses políticos y económicos que prevalecen en estas cumbres.

Juan López de Uralde, como defensor del medio ambiente y de un nuevo modelo energético basado en fuentes energéticas renovables, más justas, solidarias y sostenibles, aporta soluciones a los problemas energéticos y medioambientales que nos aquejan, reivindicando con todos los medios que tiene a su alcance la necesidad de actuar.

La reivindicación de esta necesidad NUNCA puede ser objeto de represión, coacción o cárcel ya que su fin último es conseguir un mejor planeta para todos.
Querido amigo Juan. Feliz navidad y prospero año nuevo. Estamos contigo.