Energías Renovables

[pollo]

Canarias acogerá el primer aerogenerador marino de Gamesa
Mike McGovernMartes, 08 de mayo de 2012



Un año despues de que Energías Renovables informara sobre un posible proyecto cuasi eólico-marino de Gamesa para el Muelle de Arinaga, al sureste de Gran Canaria, el propio tecnólogo acaba de confirmar que, efectivamente, pretende instalar en dicho emplazamiento su primer prototipo marino, una máquina de 5 MW de potencia. La decisión congela el proyecto de instalar el primer prototipo en Virginia (Estados Unidos).

El aerogenerador será erigido sobre un espigón del muelle de Arinaga, expuesto al régimen de vientos marino. Gamesa asegura que prevé montar la máquina en el segundo trimestre de 2013 "con el objetivo de conseguir la certificación en meses posteriores, que permita la instalación de preseries en el mar, entre finales de 2013 y principios de 2014". La máquina es una G128-5,0 MW, uno de los pilares de la apuesta de Gamesa por desempeñar "un papel relevante en el mercado offshore [marino]". Gamesa está desarrollando su tecnología marina en el centro principal de I+D offshore que la multinacional vasca tiene en Glasgow (Reino Unido), en sus laboratorios de Virginia (Estados Unidos, EEUU) y en la sede de la compañía en España. Según la empresa, el prototipo eólico marino de Gamesa se convertirá en "el primero de un aerogenerador marino instalado en España" (hace unas semanas, no obstante, Acciona Windpower anunció también su intención de instalar, "en la segunda mitad de 2013", no solo el primer aerogenerador en aguas españolas sino, también, uno de los pocos prototipos flotantes que existen en el mundo). En todo caso, la carrera por saltar al mar parece haber enfilado ya su recta final.

Un régimen de viento excepcional
Gamesa ha seleccionado Arinaga "atendiendo a condiciones técnicas y de recurso eólico de la zona" y tras haber analizado otros emplazamientos. Según la compañía, el lugar finalmente elegido presenta "características óptimas para la instalación, validación y certificación del prototipo". En la misma línea se ha manifestado Gonzalo Piernavieja, del Instituto Tecnológico de Canarias (ITC), quien ha asegurado que Arinaga es una zona "donde hay más viento que casi en cualquier otro parte del mundo”. Así pues, la ubicación seleccionada "permitirá la optimización de la inversión en la producción y transporte del prototipo, ya que sus componentes se fabricarán en centros de Gamesa en España", señala la propia compañía.

Virginia se enfría
La instalación del primer prototipo marino de Gamesa en Europa "congela" el proyecto del prototipo marino previsto en la ciudad estadounidense de Cape Charles, Virginia (EEUU). "El objetivo de diseñar una turbina marina competitiva en el centro tecnológico de Virginia se ha cumplido, pero las perspectivas del mercado offshore norteamericano y sus condiciones regulatorias en este segmento no justifican de momento el siguiente paso, la instalación del prototipo en Estados Unidos", según señala Gamesa. “El mercado eólico marino evoluciona con paso firme, pero el ritmo de la demanda se encuentra determinado por factores económico-financieros y la dificultad de acceso al crédito de los promotores", comenta Jorge Calvet, presidente de Gamesa.

Según Calvet, "existe un fuerte compromiso en países como el Reino Unido, Alemania, Francia y China y la situación actual en Estados Unidos lleva a pensar que, aparentemente, el offshore en este mercado se desarrollará más tarde", añade. "Estas circunstancias hacen, si cabe, más importante la racionalidad en la toma de decisiones, tanto desde el punto de vista tecnológico, como económico”, insiste. Por tanto, Gamesa afirma que su centro tecnológico de Virginia, "reducirá paulatinamente su actividad hasta finales de año, una vez completadas las labores de diseño de la plataforma offshore G11X-5,0 MW".

Tecnología validada en tierra
No obstante, Gamesa asegura que "continúa apostando por el mercado eólico onshore [terrestre] norteamericano, estratégico en sus planes de negocio e inversión. La compañía se ha convertido en el tercer fabricante de este mercado por potencia instalada en el primer trimestre de 2012, tal y como informó Energías Renovables hace una semana. "Al mismo tiempo, seguirá muy de cerca el segmento marino con el objetivo de analizar fórmulas de participación en proyectos futuros", añade la compañía.

La máquina marina G128-5,0 MW cuenta con un rotor de 128 metros de diámetro y un diseño modular. Incorpora, asimismo, la tecnología validada por Gamesa en el aerogenerador G10X-4,5 MW, además del conocimiento y experiencia adquiridos durante la explotación de dicho modelo en tierra. "Partir de una tecnología probada, validada y certificada representa una ventaja competitiva indiscutible", asegura Javier Perea, director general comercial marino de Gamesa.

Canarias tiene mucho viento pero poca plataforma continental, el Este de G. Canaria es de los pocos lugares con algo (pòr eso el puerto grande y con posible crecimiento es Las Palmas), pero es curioso que no se instalen estas cosas en el NO de las islas, que es lo más ventoso (aunque el NO de GC en cotas altas y pegadas al mar es un bonito pinar protegido), o al menos eso parece.  De todos modos Arinaga está en la ruta de aproximación al aeropuerto de Gando y no creo que muchas cosas altas se puedan poner por ahí, hay un parque pero son molinillos de juguete comparado con lo que ya se vé a veces por Galicia o Castilla.

Estas cosas marinas tienen cierto potencial supongo que en Galicia, Portugal es otro país que sospecho está subexplotado en eólica, pero donde más posibilidades hay es en el mar escocés, porque el Mar del Norte es muy poco profundo por todas partes (otra cosa es lo que los pozos de petróleo penetran bajo el mar, pero es casi un charco incluyendo la parte irlandesa y más allá).

http://ocean.dmi.dk/models/bshcmod.uk.php

Porque supongo que esos monstruos se anclan al fondo, y con profundidades enormes como las que hay en Canarias (mil, 2000 y hasta 3000M a pocos Kms de la costa), no sé cómo se hará.

Lo de tener que anclarlas al fondo va a ser cosa del pasado en breves, dando vía libre a la eólica marina en cualquier profundidad. No sé si en este caso es así o no, pero en Noruega ya están ultimando los detalles.

[Kaprak63]

Japón prepara poderosas tarifas de apoyo a las renovables
Pepa MosqueraMartes, 08 de mayo de 2012


Las autoridades japonesas han planteado un esquema de tarifas de apoyo a las renovables que se encuentra entre las más altas del mundo y que podría llevar a este país, que acaba de apagar la última de sus centrales nucleares,  a un desarrollo masivo de las energías limpias. Las tarifas podrían entrar en vigor el próximo mes de julio.

El analista estadounidense y experto en renovables Paul Gipe, en un artículo publicado en Renewable Energy World, afirma que las Feed-in Tariffs (FIT) que maneja el gobierno japonés figuran entre las más altas del mundo y podrían propiciar el más importante desarrollo de la política energética renovable en todo el mundo.

Esta propuesta supone un giro notable en la política energética japonesa, que ha dado la espalda definitiva a la energía nuclear después de que los gobiernos regionales (prefecturas) exigieran a los dueños de las centrales que implanten las nuevas medidas de seguridad aprobadas tras las explosiones de los reactores de Fukushima. Pero sus propietarios no pueden afrontar semejante gasto, y tienen que cerrar. En otras palabras, las medidas de seguridad para evitar nuevos desastres nucleares hacen inviable económicamente la energía nuclear.

Las tarifas incluyen las energías eólica, geotérmica, hidroeléctrica, solar fotovoltaica biogás y tecnologías de biomasa. Se prolongan entre diez y 20 años y varían según el tamaño de las instalaciones, pero el número de categorías es limitado. Así, sólo hay dos tramos para la energía eólica, solar fotovoltaica y geotérmica, tres de hidráulica.y  una para el biogás. Otros países, como Canadá, incluyen hasta ocho tramos diferentes para la solar FV y hasta seis para el biogás.

Para instalaciones fotovoltaicas de menos de 10 kW se establecerá una tarifa de 0.40€/kWh durante 20 años.  Esto es, aproximadamente, el doble de lo que habitualmente se paga en Europa. Para la tecnología minieólica, la tarifa llegará a 0,559 €/kWh para instalaciones de menos de 20 kW, lo que la convierte en la más alta del mundo.

Está previsto que las nuevas tarifas entren en vigor el próximo mes de julio, después de que el Ministerio de Economía, Comercio e Industria las confirme a finales de este mes de mayo.

[R.H.N]

Me parece casi igual de importante o quiza mas esto que comenta la noticia, tenemos que ponerlo bien grande para que vaya calando de una vez.

Esta propuesta supone un giro notable en la política energética japonesa, que ha dado la espalda definitiva a la energía nuclear después de que los gobiernos regionales (prefecturas) exigieran a los dueños de las centrales que implanten las nuevas medidas de seguridad aprobadas tras las explosiones de los reactores de Fukushima. Pero sus propietarios no pueden afrontar semejante gasto, y tienen que cerrar. En otras palabras, las medidas de seguridad para evitar nuevos desastres nucleares hacen inviable económicamente la energía nuclear.

[Kaprak63]

Se va a tener que estrujar la sesera la casta que maneja el oligopolio de la energía para buscar inconvenientes para las macroplantas fotovoltaicas sin primas.

Lo curioso es la similitud de comportamiento de esta casta con la política. Donde dije digo, digo Diego, y lo que hace unos meses era malísimo, ahora que me apunto al carro, puede ser posible.

Es el caso del hipócrita comportamiento de la compañía Iberdrola. Al parecer empiezan a ser conscientes que si no se apuntan a ese carro, serán otros los que se lleven la pasta.

Mientras tanto el decreto de autoconsumo sigue sumido en el pozo del olvido.

Plantas fotovoltaicas sin prima
Tomás DíazMiércoles, 09 de mayo de 2012

El mundillo energético está revuelto con la noticia de que en España, dentro de un lustro, habrá gigantescas plantas fotovoltaicas inyectando electricidad en la red sin ayudas de ningún tipo. En un ambiente enrarecido por la crisis y el miedo a que empeore, retumba fuera de nuestras fronteras. Es un soplo de aire fresco. Unos lo interpretan como la esperada graduación del alumno aventajado; otros, como la llegada al presente de la energía del futuro; algunos, incluso, mutan en orates y proclaman el inicio de la supremacía de la tecnología solar, algo así como el triunfal advenimiento de la energía salvadora.

Los menos iniciados se asombran del tamaño de los proyectos: Würth planea 287 MW, Gehrlicher, 250 MW, Andaltia, 400 MW… Enormes, sin duda. Del orden de los 200 MW del parque solar de Charanga, en India, que se inauguraron hace un par de semanas. Pero sin llegar a los 500 MW que tendrá ese mismo parque en 2014 y lejos de los 2.000 MW que proyecta First Solar en el norte de China para 2019.

Las economías de escala son muy importantes en fotovoltaica; cuanto más grande sea la instalación, más barata es la electricidad que produce. Por eso es lógico que sean catedralicios los primeros proyectos solares que compitan a pecho descubierto con las energías sucias y peligrosas.

La cercanía de la fecha de puesta en marcha de estos proyectos, otro aparente motivo para santiguarse, tampoco es una novedad. Con la simple aplicación de la normativa española, hacia 2016 los ingresos de las plantas solares iban a ser mayores cobrando el precio del mercado que cobrando la tarifa regulada. La moratoria puede haber eliminado las primas, pero no el momento en que éstas vayan a dejar de ser necesarias. Y ocurrirá muy pronto, aunque otra cosa sostenga el mantra mediático de las eléctricas y la patética Planificación de Miguel Sebastián.

Los grandes proyectos fotovoltaicos sin prima han obtenido notoriedad internacional gracias a la moratoria –Andaltia anunció sus intenciones hace un año–, pero siguen teniendo los mismos números que cuando eran menos famosos. Son esos mismos números los que están convenciendo a Iberdrola, público azote de la energía solar, que estudia una planta de 400 MW en Teruel.

Sólo las barreras técnicas del sistema eléctrico y las decisiones políticas pueden impedir que esos grandes proyectos se materialicen en los plazos previstos, año arriba, año abajo. Por eso Murcia anuncia que tiene solicitudes de 2.000 MW fotovoltaicos dispuestos a generar sin prima, siempre y cuando el Gobierno central les garantice que, aunque operen en el mercado, no se va a interrumpir su producción.

Si los sumos sacerdotes europeos queman incienso y conjuran para que aumenten pronto las interconexiones continentales, en los países mediterráneos proliferarán parques solares mayestáticos. Mientras tanto, la industria solar debería dirigir sus oraciones a san Viejas Glorias, patrón del cierre de las centrales sucias y peligrosas.

[pollo]

Japón prepara poderosas tarifas de apoyo a las renovables
Pepa MosqueraMartes, 08 de mayo de 2012


Las autoridades japonesas han planteado un esquema de tarifas de apoyo a las renovables que se encuentra entre las más altas del mundo y que podría llevar a este país, que acaba de apagar la última de sus centrales nucleares,  a un desarrollo masivo de las energías limpias. Las tarifas podrían entrar en vigor el próximo mes de julio.

El analista estadounidense y experto en renovables Paul Gipe, en un artículo publicado en Renewable Energy World, afirma que las Feed-in Tariffs (FIT) que maneja el gobierno japonés figuran entre las más altas del mundo y podrían propiciar el más importante desarrollo de la política energética renovable en todo el mundo.

Esta propuesta supone un giro notable en la política energética japonesa, que ha dado la espalda definitiva a la energía nuclear después de que los gobiernos regionales (prefecturas) exigieran a los dueños de las centrales que implanten las nuevas medidas de seguridad aprobadas tras las explosiones de los reactores de Fukushima. Pero sus propietarios no pueden afrontar semejante gasto, y tienen que cerrar. En otras palabras, las medidas de seguridad para evitar nuevos desastres nucleares hacen inviable económicamente la energía nuclear.

Las tarifas incluyen las energías eólica, geotérmica, hidroeléctrica, solar fotovoltaica biogás y tecnologías de biomasa. Se prolongan entre diez y 20 años y varían según el tamaño de las instalaciones, pero el número de categorías es limitado. Así, sólo hay dos tramos para la energía eólica, solar fotovoltaica y geotérmica, tres de hidráulica.y  una para el biogás. Otros países, como Canadá, incluyen hasta ocho tramos diferentes para la solar FV y hasta seis para el biogás.

Para instalaciones fotovoltaicas de menos de 10 kW se establecerá una tarifa de 0.40€/kWh durante 20 años.  Esto es, aproximadamente, el doble de lo que habitualmente se paga en Europa. Para la tecnología minieólica, la tarifa llegará a 0,559 €/kWh para instalaciones de menos de 20 kW, lo que la convierte en la más alta del mundo.

Está previsto que las nuevas tarifas entren en vigor el próximo mes de julio, después de que el Ministerio de Economía, Comercio e Industria las confirme a finales de este mes de mayo.

¡El enlace, por FSM! A esto hay que darle bombo a saco.

EDIT: Ya lo he econtrado yo
http://www.energias-renovables.com/articulo-panorama-20320-2-Jap%C3%B3n%20prepara%20poderosas%20tarifas%20de%20apoyo%20a%20las%20renovables%C2%A0

Y la noticia original:
http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2012/05/japanese-proposed-tariffs-submitted

[Kaprak63]

La semi-independencia energética de los edificios pasa por un desarrollo de almacenaje de energía excedentaria basada en renovables. Están en ello cada vez más empresas y grupos de investigación.

New Battery System Could Reduce Buildings’ Electric Bills
MAY 9, 2012 BY JOSHUA S HILL LEAVE A COMMENT


The CUNY Energy Institute has developed a new low-cost, safe, non-toxic battery with fast discharge rates and high energy densities that could save thousands in energy costs each month.

An operating prototype zinc-anode battery system has been developed and is now housed in the basement of Steinman Hall on The City College of New York campus. It consists of 36 individual 1-kWh nickel-zinc flow-assisted cells strung together and operated by a sophisticated advanced battery management system (BMS) that controls the charge/discharge protocol that could eventually lead to a battery capable of more than 5,000 to 10,000 charge cycles and a useful life exceeding ten years.
“This is affordable, rechargeable electricity storage made from cheap, non-toxic materials that are inherently safe,” said Dr. Sanjoy Banerjee, director of the CUNY Energy Institute and distinguished professor of engineering in CCNY’s Grove School of Engineering. “The entire Energy Institute has worked on these batteries – stacking electrodes, mounting terminals, connecting to the inverters – and they are going to be a game changer for the electric grid.”


Dr. Sanjoy Banerjee, Director, CUNY Energy Institute, shows the Institute's prototype zinc anode battery system located in Steinman Hall on The City College of New York campus.

The prototype is being expanded currently to 100 kWh with another 200 kWh expected to be installed later this year, at which point it will be capable of meeting more than 30 percent of Steinman Hall’s peak-demand power needs, providing the college with savings of $6,000 or more per month.

A battery such as this could be installed in industrial facilities and large commercial properties, and can be produced for a cost of approximately $300 to $500 per kWh range, which amounts to a payback period of three to five years for many applications.
Source: Clean Technica (http://s.tt/1biO1)

[Alb]

"cae alrededor de 6,2% anual desde hace 23 años"

COMOOORRRRRRRRRRR?

Se han colado no son 23 sino 12.
La cifra del  -6,2% es correcta

[Kaprak63]

La China de Yingli Solar se asienta en el Japón postnuclear
José A. AlfonsoJueves, 10 de mayo de 2012


Yingli Green Energy, uno de los mayores fabricantes de paneles solares fotovoltaicos, ha anunciado la apertura de una sede en Tokio. El establecimiento de la empresa china en la capital japonesa coincide en el tiempo con la parada del último reactor nuclear activo y el reconocimiento oficial de que la situación energética japonesa es grave.

El anuncio del desembarco en Tokio ha llegado a través de un comunicado en el que Yingli anuncia que quiere “fortalecer las prácticas de negocio y desarrollo de negocios en Japón”, para lo que se ha creado Yingli Green Energy Japan Corporation, Ltd. Y se le ha querido dar la importancia suficiente como para incluir un comentario del presidente y consejero delegado, Liansheng Miao, quien ha asegurado que con “la filial japonesa, esperamos estar más cerca de nuestros clientes y penetrar más profundamente en este mercado”.

El deseo por el mercado japonés ha coincidido en el tiempo con la parada del último reactor nuclear, que ha llevado a reconocer al ministro japonés de energía, Yukio Edano, que la situación energética es grave. La complicación es doble. En primer lugar porque podría suceder con la llegada del verano la demanda de energía superara la oferta, el año pasado ya hubo restricciones tras la crisis de Fukushima. En segundo término porque el 30% de la electricidad procedía de las centrales nucleares y se está intentado sustituir aumentando la importación de gas y petróleo, lo que tiene un impacto económico muy alto en las cuentas niponas.

Las renovables al rescate
Una de las posibles tablas de salvación sería la energía solar fotovoltaica, que ha aumentado considerablemente en los últimos años. El gobierno japonés dispone de un sistema de primas a la generación de electricidad solar que parece dispuesto a aumentar para las instalaciones domésticas no solo de energía solar, sino también de eólica, mini hidráulica, biomasa y geotermia.

En este contexto Yingli aparece en Tokio, un fabricante que cubre toda la cadena de valor, desde la producción de polisilicio a través de lingotes de fundición hasta la fabricación de obleas, producción de células solares y montaje de los módulos. Anualmente está produciendo 1.700 MW, que según la planificación de la empresa serán 2.450 MW a finales de 2012.

[Kaprak63]

No estaría de más aclararle unas cuantas cosas a este mamarracho, autor del artículo infumable:

http://www.invertia.com/noticias/articulo-final.asp?idNoticia=2695163

Lástima que no pueda participar en ese foro por impedimentos técnicos.

S2.

[R.H.N]

En los comentarios le han contestado, uno de ellos enlaza a esto http://loquemepasaporlaabezagag.blogspot.com/2011/03/la-factura-electrica-y-su-repercusion.html es del 2010 pero es interesante.

Muchos españoles no se explican como la factura eléctrica puede haber subido por enésima vez. Más aun, cuando se escucha el menor atisbo de protesta, sale a la luz y nunca mejor dicho, el problema del déficit tarifario.

Resulta que cada día es más cara la electricidad y en vez de reducir el citado déficit, resulta que va aumentado. En el 2009 eran 14.950 millones de euros y que en 2010 rondará la friolera de 20.000 millones de euros.

Ante este panorama, el consumidor callará y pensará, mejor no protesto, no vaya a ser que encima me vuelvan a aumentar el recibo de la luz el próximo mes para pagar el déficit.

¿Qué es el déficit tarifario?
Según el Gobierno y las empresas eléctricas, la diferencia entre el coste de producción, transporte, etc. Y el precio de venta al consumidor. En resumen, que nos venden el precio del KW/h más barato, que lo que realmente cuesta.

Para compensar esta situación, el Gobierno, año tras año, van reconociendo esta deuda y es intención del Gobierno, emitir bonos a favor de las empresas eléctricas por valor de 2.000 millones de euros para y haciendo frente a la deuda.

Después de este panorama tan desolador, la preguntas que se puede hacer el consumidor son ¿Realmente existe ese déficit? y ¿Cómo es posible que haya déficit, si cada año las empresas eléctricas das mayores beneficios?



Cómo se compra la electricidad
Como todo el mundo sabe la tarifa eléctrica máxima (TUR) es fijada por el Gobierno y su valor se publica en el BOE. Este precio se obtiene del valor alcanzado en la última subasta trimestral de Cesur y que es gestionada electrónicamente por OMEL. Esta subasta tiene un precio de salida para electricidad básica y o otro para la electricidad punta, como referencia se utiliza el mercado diario OMEL. En el caso de la última subasta de febrero fueron 65 euros MW/h y 75 euros MW/h, respectivamente.



A este precio salen muchas órdenes de venta y en el lado contrario hay órdenes de compra a un precio más bajo. Como en las subasta de la lonja, el precio va de arriba abajo has que casan las órdenes. Curiosamente, estas órdenes están rondan el entorno del precio de mercado libre, que justamente, los días anteriores ha experimentado una subida notable.

Search Amazon.com for electricity consumption


Una vez fijado el precio, en la última 49,07 euros, los operadores serán compensados si los precios del mercado diario de la electricidad son inferiores al precio Cesur y si fueran superiores, tendrían que abonar la diferencia.
Como es lógico, al día siguiente de la subasta bajan los precios y con ellos se genera una deuda por parte del Estado, que es denominada déficit tarifario.

Como cabía esperar lo vendedores son principalmente Endesa, Unión Fenosa e Iberdrola. Y quienes son los principales compradores, Endesa, Unión Fenosa, Iberdrola.

Costes para las empresas eléctricas españolas
Los costes más altos vienen de las térmicas que funcionan con carbón y de las plantas de ciclo combinado, que funcionan con gas. Mientras que en las hidroeléctricas y las nucleares el coste es prácticamente cero. Se debe recordar que todos los salto de agua (es gratis) de este país, al igual que la construcción de las centrales nucleares corrieron a costa del Estado por lo cual, no tienen coste de amortización y tampoco hay que olvidar, que el viento es gratuito.

Es obligado decir, que plantas que puedan aumentar y reducir su producción son necesarias para cubrir las necesidades puntas de la demanda eléctrica.

Coste de la electricidad para el usuario español
En España, el coste final incluidos impuestos del KW/h es de 0,22 céntimos de euro, y sin impuestos 0,14 céntimos de euro.

El precio al que compraron puesto en frontera las empresas eléctricas el MW/h en mes de diciembre fue de 49,07 euros, o visto de otra manera, el KW/h les sale en frontera a 0,05 céntimos de euro, al precio de la energía hay que añadir el 45% que corresponde con el peaje de acceso y ya sumaría 0,11 céntimos de euro. Esto es lo que cuesta comprar y llevar la electricidad hasta los postes de baja tensión. Queda un beneficio de 0,03 céntimos de euro. Además las compañías eléctricas obtienen beneficio en la producción propia de energía, donde ronda el 17%.

No conviene olvidar que al precio de habría que añadir el 4,864% del impuesto eléctrico que corresponde a la moratoria nuclear, las subvenciones al carbón, etc. Y por último el 18% de IVA, que curiosamente se aplica no sólo sobre el consumo, sino también sobre el impuesto eléctrico. Además del término fijo, que se cobra simplemente por dar servicio.

Consecuencias del precio de la electricidad sobre el usuario final
España respecto a sus socios comunitarios ocupa sexto el puesto en cuanto a precio del KW/h para el consumo en los hogares. Los españoles tienen el dudoso honor de estar por delante de Alemania séptima, Inglaterra la octava, Portugal decimocuarta y Francia vigesimoprimera plaza.

El esfuerzo económico sobre la renta per cápita del consumidor español en el pago de la factura eléctrica es de un 11,1% más que la media comunitaria. Mientras que a Francia le supone un -43,3%, a Inglaterra 3,7%, a Alemania -2,7% y a Portugal un 10,5%.

Claves para cuestionar el precio de la electricidad en España

    España está a la cabeza de los precios de la electricidad para el usuario final en la Unión Europea.
    El esfuerzo del ciudadano para el pago de dicha factura es ímprobo.
    Las empresas eléctricas, en la mayoría de los casos aumentan sus beneficios.
    Si el resto de empresas eléctricas europeas no tienen déficit tarifario con un precio más bajo, ¿por qué las empresas españolas insisten en ello?

Beneficios de las empresas eléctricas
Beneficio de Endesa 4.129 millones de euros; Iberdrola 2.870 millones de euros, Unión Fenosa 3.200 millones de euros.

[R.H.N]

Posibles recortes retroactivos a las primas de las energías renovables


http://www.ecoticias.com/energias-renovables/65430/ecoticiascom-todas-la-noticias-de-medio-ambiente-medioambiente-energias-renovables-mar-oceanos-atun-rojo-ballenas-tiburones-rios-salmon-algas-glaciar-antartida

El presidente de APPA, José María González Vélez, ha criticado las recientes declaraciones de directivos de grandes compañías eléctricas que pedían al Gobierno medidas en este sentido.

La Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) se ha mostrado en contra de posibles recortes retroactivos a las primas a las renovables con el objetivo de hacer frente al déficit tarifario y reclama seguridad jurídica para las inversiones realizadas en el sector.

   El presidente de APPA, José María González Vélez, ha criticado las recientes declaraciones de directivos de grandes compañías eléctricas que pedían al Gobierno medidas en este sentido. 

   "Las energías renovables han ahorrado en el mercado eléctrico 9.173 millones de euros más que las primas recibidas en el período 2005-2010. Las renovables, por su evolución de costes comparada con los precios de los combustibles, son parte de la solución al déficit, no parte del problema", ha declarado González Vélez.

    La asociación señala que existen grandes diferencias entre hacer uso de la flexibilidad legal para adecuar los costes a la actual situación del sistema eléctrico -como es el caso del ajuste realizado en la retribución a la distribución- y modificar un marco regulatorio a largo plazo, gracias al cual se han tomado decisiones de inversión en energías renovables. 

   Al respecto, González Vélez añadió que "si se empiezan a pedir ajustes retroactivos para resolver el déficit tarifario, entonces pasarán a ser normales las expropiaciones en Argentina o Bolivia y se podría resolver el déficit tarifario simplemente negando su pago".

   Por ello, el presidente de la asociación insistió que la seguridad jurídica es "necesaria" para todas las inversiones y permite a España tener una reputación internacional que "no se puede perder".

   Por último, la asociación recuerda que durante los últimos cinco años, en España se han instalado 14.000 megavatios de centrales de gas cuando el consumo solo ha aumentado un 5%, lo que ha llevado a España atener un sistema eléctrico "sobredimensionado".

[Game Over]

http://www.energias-renovables.com/articulo-fotovoltaica-20381-21-La%20nueva%20ola%20fotovoltaica

La nueva ola fotovoltaica

Gehrlicher, Gestamp, Würth, Juwi, SunEdison... Todas esas empresas y algunas más están promoviendo a día de hoy en España parques fotovoltaicos “centenarios” (de más de cien megavatios), parques que, de seguir en pie la moratoria de la prima FV, habrán de competir contra el gas, el carbón o la nuclear sin ayuda alguna. La supresión de los “incentivos económicos” que hasta el pasado 27 de enero percibían las renovables (la prima) no parece, pues, haber desanimado a los grandes del sector. Antes al contrario, en Murcia, el gobierno regional ha registrado proyectos que suman 4.000 megavatios.

¿Llegará la paridad en 2015; en 2016, quizá? “Yo creo que lo tenemos mucho más cerca”. El consejero delegado de Gehrlicher Solar España, Guillermo Barea, lidera el proyecto de la que quiere convertirse en la primera central fotovoltaica de España en verter a red sin prima: Talasol, en el municipio cacereño de Talaván, 300 MW nominales. La iniciativa fue anunciada hace apenas seis semanas en Mérida, en la sede del Gobierno de Extremadura, donde Barea señalara que Gehrlicher cuenta ya con los terrenos, tiene ya asimismo el visto bueno de Red Eléctrica de España –que ya ha asignado a la empresa punto de evacuación de la electricidad– y cuenta por fin con un acuerdo firmado con el gobierno de Extremadura –"Protocolo de Asesoramiento en la Tramitación Administrativa”– por el que el ejecutivo autónomo se compromete a facilitarle a Gehrlicher todos los trámites.

La paridad, en 2014
Barea es de los que sitúan en 2014 –y no 2015 ó 2016– el horizonte de la paridad. "Tengo un año y medio para trabajar en Talasol, hemos empezado ya a trabajar muy duro con el gobierno de Extremadura, nos hemos sentado ya dos veces con el director de Industria; hay interés confirmado y ahora mismo estamos sentándonos con todo el mundo, con los bancos, con inversores, con grandes utilities... con utilities incluso de otros países, que nos han llamado para interesarse por el proyecto; además, todavía es posible optimizar muchos costes en una instalación FV; en definitiva, sé que, en un año y medio, con las posibilidades que está dando este proyecto, con la de gente interesada que hay en esto, gente de España y gente del extranjero... sé que, en un año y medio, va a ser absolutamente factible" (Talasol prevé empezar a verter, sin prima, claro, en 2014).

En 38 días
Jorge Morales de Labra es miembro de la junta directiva de la Unión Española Fotovoltaica, y no opina lo mismo: “la paridad de red… nosotros calculamos que… se puede alcanzar en España… en un período… como de cuatro años”. Labra matiza en todo caso: “de todas formas, eso no deja de ser una previsión; es más, hasta ahora nos hemos equivocado, porque siempre hemos ido más deprisa [en abaratamiento de costes] de lo que habíamos previsto, pero también es cierto que hasta ahora nunca había habido una parada de producción como la que está habiendo en este momento”. Y la parada es fruto, según UNEF, de la supresión de las primas, ejecutada por el gobierno, vía Real Decreto-ley (RDL), apenas 38 días después (38) de que Mariano Rajoy jurara su cargo como presidente. El decretazo, sin embargo, no parece en absoluto haber afectado por igual a pymes y multinacionales.

Muerta la prima, ¿muerta la pyme?
La Associaciò professionals de les energies renovables de Catalunya (Aperca) lo ha tenido muy claro desde el principio. Así, publicó un comunicado a principios de marzo en el que señalaba que la suspensión “abrupta e indefinida” de los incentivos económicos para las instalaciones de energías renovables que establece el RDL 1/2012 aprobado el 27 de enero supone una “dramática paralización de la actividad de las empresas catalanas de energía solar fotovoltaica”. Según Aperca, el sector catalán se caracteriza por “un número importante de pequeñas y medianas empresas”. Más aún: Cataluña es “la comunidad autónoma más activa en instalaciones fotovoltaicas de pequeña potencia (menos de 20 kW) realizadas sobre edificios”. Pues bien, según esta asociación –una de las más veteranas del sector en España–, el RDL susodicho acarreará como consecuencia “la desaparición de un número importante de empresas y puestos de trabajo cualificados”.

Lo que hace daño
En las antípodas, las macroplantas solares están surgiendo en todas partes. Al menos, sobre el papel, como proyecto. Labra reflexiona: “el sistema eléctrico español se encuentra en una situación de incertidumbre muy elevada. Desde luego, yo considero que iniciar un proyecto en una situación tan inestable es fuertemente arriesgado. No digo que no sea posible. A lo mejor lo es. Pero en este momento es muy arriesgado”. La conclusión a la que llega destila cierto sabor agridulce: “nos gustaría mucho que todos estos proyectos fructificaran. Yo estaría encantado. Sería una noticia espectacular para la FV poder decir muy alto que se puede competir incluso con las externalidades. Ahora bien, desafortunadamente, no veo que eso sea así. Yo no he oído a nadie que diga que tiene financiación a día de hoy. Y… eso sí que hace daño”.

¿Cuánto cuesta cada cuál?
¿Daño? “Sí. No le voy a ocultar que a nosotros, a día de hoy, lo que más nos preocupa de todos esos movimientos es que llegue a la administración un mensaje de que se pueden hacer plantas sin primas ahora mismo y de que, por tanto, no hay nada que regular en el sector FV; nos preocupa que la administración pueda creer que el sector FV puede competir con la tecnología tradicional directamente en el pool. Me preocupa, porque eso al final hace daño al sector. Le hace daño en la medida en que, al final, el gobierno se hace eco de esas propuestas y no considera ninguna otra”. La pregunta, pues, es obligada. ¿Y tiene UNEF alguna otra propuesta? Morales de Labra deja claro que “el concepto prima no nos gusta, estaríamos más confortables con un modelo de tarifa fija donde se reconociera que el coste de la energía fotovoltaica es el que tuviera que ser. Si nos atenemos a la última convocatoria del año pasado, que es la última que salió publicada, sabe usted que estaba a doce céntimos. Nos parece razonable que se diga que cada kilovatio de la FV cuesta doce céntimos. Y que se haga lo mismo con la nuclear y con la hidráulica y con las centrales de gas. Entonces, seguramente, no ofertarían a 5,5 céntimos. Seguramente ofertarían a nueve o a diez. Y allí sí se vería realmente qué nivel tiene cada una de ellas”.

Una conexión de vía estrecha
Labra, en todo caso, asegura que UNEF no sabe nada sobre los proyectos FV multimegavatios: “no sabemos nada más que lo que aparece en la prensa; nadie nos ha hecho ningún planteamiento de defensa institucional, ni de nada. Y eso a mí me sorprende bastante, porque en muchas de estas noticias, yo echo de menos una definición del marco en el que van a funcionar esas plantas”. Una posibilidad que ya se ha barajado es independizarse del pool español. Generas en Murcia y vendes la electricidad a un comercializadora alemán. “Eso, a día de hoy, es ficción”, responde Labra. “Eso no soporta un plan de negocio. No soporta ni el mínimo análisis de sensibilidad, porque la interconexión eléctrica entre España y Francia, que es la que hay que utilizar para eso, está muy limitada. Hay que tener en cuenta que en el mejor de los casos estamos exportando en torno a 1.400 megavatios sobre puntas de 45.000. Entonces tenemos una exportación absolutamente ridícula”.

Red Eléctrica cuenta hasta 9.000 MW en estudio
A pesar de todo, Red Eléctrica de España ha confirmado a Energías Renovables que hay 9.000 MW fotovoltaicos que han solicitado conexión a la red y que están en diferentes fases de estudio. El gobierno de Murcia (lo apuntábamos al principio) reconoce que ante él han sido presentados proyectos por valor de 4.000 MW. Fuentes de una importante empresa fotovoltaica le han asegurado a este periodista que han solicitado conexiones por valor de 800 MW y que ya tienen el visto bueno para 500 (una sola empresa). El portavoz de otra firma que también prefiere permanecer de momento en el anonimato nos decía hace unos días lo siguiente: “mire, en Murcia no se va a ver un árbol, de todo lo que hay previsto, y me consta que tanto en Extremadura como en Castilla La Mancha hay muchos megavatios solicitados, aunque es cierto que también muchos son de ingenierías, que podrían empezar a especular con este tipo de puntos de acceso para luego vendérnoslos más caros a nosotros”. En fin, que Energías Renovables ha querido hablar con el director general de Industria de la Región de Murcia, epicentro de toda esta nueva ola fotovoltaica y lo que viene a continuación (página 24) es lo que nos ha dicho. Nada más. Y nada menos. [Foto: instalación de Borges Blanques (Lleida), conectada en 2008, de Sun Edison].

Más información
Reportaje publicado en la edición 111 de Energías Renovables, donde incluimos además una entrevista al director general de Industria, Energía y Minas de la Región de Murcia, Pedro Jiménez Mompeán.

[pollo]

http://www.energias-renovables.com/articulo-fotovoltaica-20381-21-La%20nueva%20ola%20fotovoltaica

La nueva ola fotovoltaica

Gehrlicher, Gestamp, Würth, Juwi, SunEdison... Todas esas empresas y algunas más están promoviendo a día de hoy en España parques fotovoltaicos “centenarios” (de más de cien megavatios), parques que, de seguir en pie la moratoria de la prima FV, habrán de competir contra el gas, el carbón o la nuclear sin ayuda alguna. La supresión de los “incentivos económicos” que hasta el pasado 27 de enero percibían las renovables (la prima) no parece, pues, haber desanimado a los grandes del sector. Antes al contrario, en Murcia, el gobierno regional ha registrado proyectos que suman 4.000 megavatios.

¿Llegará la paridad en 2015; en 2016, quizá? “Yo creo que lo tenemos mucho más cerca”. El consejero delegado de Gehrlicher Solar España, Guillermo Barea, lidera el proyecto de la que quiere convertirse en la primera central fotovoltaica de España en verter a red sin prima: Talasol, en el municipio cacereño de Talaván, 300 MW nominales. La iniciativa fue anunciada hace apenas seis semanas en Mérida, en la sede del Gobierno de Extremadura, donde Barea señalara que Gehrlicher cuenta ya con los terrenos, tiene ya asimismo el visto bueno de Red Eléctrica de España –que ya ha asignado a la empresa punto de evacuación de la electricidad– y cuenta por fin con un acuerdo firmado con el gobierno de Extremadura –"Protocolo de Asesoramiento en la Tramitación Administrativa”– por el que el ejecutivo autónomo se compromete a facilitarle a Gehrlicher todos los trámites.

La paridad, en 2014
Barea es de los que sitúan en 2014 –y no 2015 ó 2016– el horizonte de la paridad. "Tengo un año y medio para trabajar en Talasol, hemos empezado ya a trabajar muy duro con el gobierno de Extremadura, nos hemos sentado ya dos veces con el director de Industria; hay interés confirmado y ahora mismo estamos sentándonos con todo el mundo, con los bancos, con inversores, con grandes utilities... con utilities incluso de otros países, que nos han llamado para interesarse por el proyecto; además, todavía es posible optimizar muchos costes en una instalación FV; en definitiva, sé que, en un año y medio, con las posibilidades que está dando este proyecto, con la de gente interesada que hay en esto, gente de España y gente del extranjero... sé que, en un año y medio, va a ser absolutamente factible" (Talasol prevé empezar a verter, sin prima, claro, en 2014).

En 38 días
Jorge Morales de Labra es miembro de la junta directiva de la Unión Española Fotovoltaica, y no opina lo mismo: “la paridad de red… nosotros calculamos que… se puede alcanzar en España… en un período… como de cuatro años”. Labra matiza en todo caso: “de todas formas, eso no deja de ser una previsión; es más, hasta ahora nos hemos equivocado, porque siempre hemos ido más deprisa [en abaratamiento de costes] de lo que habíamos previsto, pero también es cierto que hasta ahora nunca había habido una parada de producción como la que está habiendo en este momento”. Y la parada es fruto, según UNEF, de la supresión de las primas, ejecutada por el gobierno, vía Real Decreto-ley (RDL), apenas 38 días después (38) de que Mariano Rajoy jurara su cargo como presidente. El decretazo, sin embargo, no parece en absoluto haber afectado por igual a pymes y multinacionales.

Muerta la prima, ¿muerta la pyme?
La Associaciò professionals de les energies renovables de Catalunya (Aperca) lo ha tenido muy claro desde el principio. Así, publicó un comunicado a principios de marzo en el que señalaba que la suspensión “abrupta e indefinida” de los incentivos económicos para las instalaciones de energías renovables que establece el RDL 1/2012 aprobado el 27 de enero supone una “dramática paralización de la actividad de las empresas catalanas de energía solar fotovoltaica”. Según Aperca, el sector catalán se caracteriza por “un número importante de pequeñas y medianas empresas”. Más aún: Cataluña es “la comunidad autónoma más activa en instalaciones fotovoltaicas de pequeña potencia (menos de 20 kW) realizadas sobre edificios”. Pues bien, según esta asociación –una de las más veteranas del sector en España–, el RDL susodicho acarreará como consecuencia “la desaparición de un número importante de empresas y puestos de trabajo cualificados”.

Lo que hace daño
En las antípodas, las macroplantas solares están surgiendo en todas partes. Al menos, sobre el papel, como proyecto. Labra reflexiona: “el sistema eléctrico español se encuentra en una situación de incertidumbre muy elevada. Desde luego, yo considero que iniciar un proyecto en una situación tan inestable es fuertemente arriesgado. No digo que no sea posible. A lo mejor lo es. Pero en este momento es muy arriesgado”. La conclusión a la que llega destila cierto sabor agridulce: “nos gustaría mucho que todos estos proyectos fructificaran. Yo estaría encantado. Sería una noticia espectacular para la FV poder decir muy alto que se puede competir incluso con las externalidades. Ahora bien, desafortunadamente, no veo que eso sea así. Yo no he oído a nadie que diga que tiene financiación a día de hoy. Y… eso sí que hace daño”.

¿Cuánto cuesta cada cuál?
¿Daño? “Sí. No le voy a ocultar que a nosotros, a día de hoy, lo que más nos preocupa de todos esos movimientos es que llegue a la administración un mensaje de que se pueden hacer plantas sin primas ahora mismo y de que, por tanto, no hay nada que regular en el sector FV; nos preocupa que la administración pueda creer que el sector FV puede competir con la tecnología tradicional directamente en el pool. Me preocupa, porque eso al final hace daño al sector. Le hace daño en la medida en que, al final, el gobierno se hace eco de esas propuestas y no considera ninguna otra”. La pregunta, pues, es obligada. ¿Y tiene UNEF alguna otra propuesta? Morales de Labra deja claro que “el concepto prima no nos gusta, estaríamos más confortables con un modelo de tarifa fija donde se reconociera que el coste de la energía fotovoltaica es el que tuviera que ser. Si nos atenemos a la última convocatoria del año pasado, que es la última que salió publicada, sabe usted que estaba a doce céntimos. Nos parece razonable que se diga que cada kilovatio de la FV cuesta doce céntimos. Y que se haga lo mismo con la nuclear y con la hidráulica y con las centrales de gas. Entonces, seguramente, no ofertarían a 5,5 céntimos. Seguramente ofertarían a nueve o a diez. Y allí sí se vería realmente qué nivel tiene cada una de ellas”.

Una conexión de vía estrecha
Labra, en todo caso, asegura que UNEF no sabe nada sobre los proyectos FV multimegavatios: “no sabemos nada más que lo que aparece en la prensa; nadie nos ha hecho ningún planteamiento de defensa institucional, ni de nada. Y eso a mí me sorprende bastante, porque en muchas de estas noticias, yo echo de menos una definición del marco en el que van a funcionar esas plantas”. Una posibilidad que ya se ha barajado es independizarse del pool español. Generas en Murcia y vendes la electricidad a un comercializadora alemán. “Eso, a día de hoy, es ficción”, responde Labra. “Eso no soporta un plan de negocio. No soporta ni el mínimo análisis de sensibilidad, porque la interconexión eléctrica entre España y Francia, que es la que hay que utilizar para eso, está muy limitada. Hay que tener en cuenta que en el mejor de los casos estamos exportando en torno a 1.400 megavatios sobre puntas de 45.000. Entonces tenemos una exportación absolutamente ridícula”.

Red Eléctrica cuenta hasta 9.000 MW en estudio
A pesar de todo, Red Eléctrica de España ha confirmado a Energías Renovables que hay 9.000 MW fotovoltaicos que han solicitado conexión a la red y que están en diferentes fases de estudio. El gobierno de Murcia (lo apuntábamos al principio) reconoce que ante él han sido presentados proyectos por valor de 4.000 MW. Fuentes de una importante empresa fotovoltaica le han asegurado a este periodista que han solicitado conexiones por valor de 800 MW y que ya tienen el visto bueno para 500 (una sola empresa). El portavoz de otra firma que también prefiere permanecer de momento en el anonimato nos decía hace unos días lo siguiente: “mire, en Murcia no se va a ver un árbol, de todo lo que hay previsto, y me consta que tanto en Extremadura como en Castilla La Mancha hay muchos megavatios solicitados, aunque es cierto que también muchos son de ingenierías, que podrían empezar a especular con este tipo de puntos de acceso para luego vendérnoslos más caros a nosotros”. En fin, que Energías Renovables ha querido hablar con el director general de Industria de la Región de Murcia, epicentro de toda esta nueva ola fotovoltaica y lo que viene a continuación (página 24) es lo que nos ha dicho. Nada más. Y nada menos. [Foto: instalación de Borges Blanques (Lleida), conectada en 2008, de Sun Edison].

Más información
Reportaje publicado en la edición 111 de Energías Renovables, donde incluimos además una entrevista al director general de Industria, Energía y Minas de la Región de Murcia, Pedro Jiménez Mompeán.

Lo realmente divertido y a la larga completamente desternillante va a ser la cara que pongan los cuatro caciquillos de mierda del sistema eléctrico. Ahora el Gobierno hace todas estas trampas legales para ayudar a sus amiguitos, pero cuando se vea que las renovables triunfan igualmente, se van a quedar con cara de idiotas preguntándose el porqué.

Especialmente cuando empiece a darse el fenómeno de independencia (incluso parcial) de la red.

Y España acabará ganando algo positivo a pesar de sus políticos y "empresarios". Eso sí, por lo que veo, todos los beneficios que podría quedarse la industria española se la van a quedar los "tontos que ponen plaquitas y molinillos" , que curiosamente, suenan bastante alemanes.

[Kaprak63]

http://www.energias-renovables.com/articulo-fotovoltaica-20381-21-La%20nueva%20ola%20fotovoltaica

La nueva ola fotovoltaica

Gehrlicher, Gestamp, Würth, Juwi, SunEdison... Todas esas empresas y algunas más están promoviendo a día de hoy en España parques fotovoltaicos “centenarios” (de más de cien megavatios), parques que, de seguir en pie la moratoria de la prima FV, habrán de competir contra el gas, el carbón o la nuclear sin ayuda alguna. La supresión de los “incentivos económicos” que hasta el pasado 27 de enero percibían las renovables (la prima) no parece, pues, haber desanimado a los grandes del sector. Antes al contrario, en Murcia, el gobierno regional ha registrado proyectos que suman 4.000 megavatios.

¿Llegará la paridad en 2015; en 2016, quizá? “Yo creo que lo tenemos mucho más cerca”. El consejero delegado de Gehrlicher Solar España, Guillermo Barea, lidera el proyecto de la que quiere convertirse en la primera central fotovoltaica de España en verter a red sin prima: Talasol, en el municipio cacereño de Talaván, 300 MW nominales. La iniciativa fue anunciada hace apenas seis semanas en Mérida, en la sede del Gobierno de Extremadura, donde Barea señalara que Gehrlicher cuenta ya con los terrenos, tiene ya asimismo el visto bueno de Red Eléctrica de España –que ya ha asignado a la empresa punto de evacuación de la electricidad– y cuenta por fin con un acuerdo firmado con el gobierno de Extremadura –"Protocolo de Asesoramiento en la Tramitación Administrativa”– por el que el ejecutivo autónomo se compromete a facilitarle a Gehrlicher todos los trámites.

La paridad, en 2014
Barea es de los que sitúan en 2014 –y no 2015 ó 2016– el horizonte de la paridad. "Tengo un año y medio para trabajar en Talasol, hemos empezado ya a trabajar muy duro con el gobierno de Extremadura, nos hemos sentado ya dos veces con el director de Industria; hay interés confirmado y ahora mismo estamos sentándonos con todo el mundo, con los bancos, con inversores, con grandes utilities... con utilities incluso de otros países, que nos han llamado para interesarse por el proyecto; además, todavía es posible optimizar muchos costes en una instalación FV; en definitiva, sé que, en un año y medio, con las posibilidades que está dando este proyecto, con la de gente interesada que hay en esto, gente de España y gente del extranjero... sé que, en un año y medio, va a ser absolutamente factible" (Talasol prevé empezar a verter, sin prima, claro, en 2014).

En 38 días
Jorge Morales de Labra es miembro de la junta directiva de la Unión Española Fotovoltaica, y no opina lo mismo: “la paridad de red… nosotros calculamos que… se puede alcanzar en España… en un período… como de cuatro años”. Labra matiza en todo caso: “de todas formas, eso no deja de ser una previsión; es más, hasta ahora nos hemos equivocado, porque siempre hemos ido más deprisa [en abaratamiento de costes] de lo que habíamos previsto, pero también es cierto que hasta ahora nunca había habido una parada de producción como la que está habiendo en este momento”. Y la parada es fruto, según UNEF, de la supresión de las primas, ejecutada por el gobierno, vía Real Decreto-ley (RDL), apenas 38 días después (38) de que Mariano Rajoy jurara su cargo como presidente. El decretazo, sin embargo, no parece en absoluto haber afectado por igual a pymes y multinacionales.

Muerta la prima, ¿muerta la pyme?
La Associaciò professionals de les energies renovables de Catalunya (Aperca) lo ha tenido muy claro desde el principio. Así, publicó un comunicado a principios de marzo en el que señalaba que la suspensión “abrupta e indefinida” de los incentivos económicos para las instalaciones de energías renovables que establece el RDL 1/2012 aprobado el 27 de enero supone una “dramática paralización de la actividad de las empresas catalanas de energía solar fotovoltaica”. Según Aperca, el sector catalán se caracteriza por “un número importante de pequeñas y medianas empresas”. Más aún: Cataluña es “la comunidad autónoma más activa en instalaciones fotovoltaicas de pequeña potencia (menos de 20 kW) realizadas sobre edificios”. Pues bien, según esta asociación –una de las más veteranas del sector en España–, el RDL susodicho acarreará como consecuencia “la desaparición de un número importante de empresas y puestos de trabajo cualificados”.

Lo que hace daño
En las antípodas, las macroplantas solares están surgiendo en todas partes. Al menos, sobre el papel, como proyecto. Labra reflexiona: “el sistema eléctrico español se encuentra en una situación de incertidumbre muy elevada. Desde luego, yo considero que iniciar un proyecto en una situación tan inestable es fuertemente arriesgado. No digo que no sea posible. A lo mejor lo es. Pero en este momento es muy arriesgado”. La conclusión a la que llega destila cierto sabor agridulce: “nos gustaría mucho que todos estos proyectos fructificaran. Yo estaría encantado. Sería una noticia espectacular para la FV poder decir muy alto que se puede competir incluso con las externalidades. Ahora bien, desafortunadamente, no veo que eso sea así. Yo no he oído a nadie que diga que tiene financiación a día de hoy. Y… eso sí que hace daño”.

¿Cuánto cuesta cada cuál?
¿Daño? “Sí. No le voy a ocultar que a nosotros, a día de hoy, lo que más nos preocupa de todos esos movimientos es que llegue a la administración un mensaje de que se pueden hacer plantas sin primas ahora mismo y de que, por tanto, no hay nada que regular en el sector FV; nos preocupa que la administración pueda creer que el sector FV puede competir con la tecnología tradicional directamente en el pool. Me preocupa, porque eso al final hace daño al sector. Le hace daño en la medida en que, al final, el gobierno se hace eco de esas propuestas y no considera ninguna otra”. La pregunta, pues, es obligada. ¿Y tiene UNEF alguna otra propuesta? Morales de Labra deja claro que “el concepto prima no nos gusta, estaríamos más confortables con un modelo de tarifa fija donde se reconociera que el coste de la energía fotovoltaica es el que tuviera que ser. Si nos atenemos a la última convocatoria del año pasado, que es la última que salió publicada, sabe usted que estaba a doce céntimos. Nos parece razonable que se diga que cada kilovatio de la FV cuesta doce céntimos. Y que se haga lo mismo con la nuclear y con la hidráulica y con las centrales de gas. Entonces, seguramente, no ofertarían a 5,5 céntimos. Seguramente ofertarían a nueve o a diez. Y allí sí se vería realmente qué nivel tiene cada una de ellas”.

Una conexión de vía estrecha
Labra, en todo caso, asegura que UNEF no sabe nada sobre los proyectos FV multimegavatios: “no sabemos nada más que lo que aparece en la prensa; nadie nos ha hecho ningún planteamiento de defensa institucional, ni de nada. Y eso a mí me sorprende bastante, porque en muchas de estas noticias, yo echo de menos una definición del marco en el que van a funcionar esas plantas”. Una posibilidad que ya se ha barajado es independizarse del pool español. Generas en Murcia y vendes la electricidad a un comercializadora alemán. “Eso, a día de hoy, es ficción”, responde Labra. “Eso no soporta un plan de negocio. No soporta ni el mínimo análisis de sensibilidad, porque la interconexión eléctrica entre España y Francia, que es la que hay que utilizar para eso, está muy limitada. Hay que tener en cuenta que en el mejor de los casos estamos exportando en torno a 1.400 megavatios sobre puntas de 45.000. Entonces tenemos una exportación absolutamente ridícula”.

Red Eléctrica cuenta hasta 9.000 MW en estudio
A pesar de todo, Red Eléctrica de España ha confirmado a Energías Renovables que hay 9.000 MW fotovoltaicos que han solicitado conexión a la red y que están en diferentes fases de estudio. El gobierno de Murcia (lo apuntábamos al principio) reconoce que ante él han sido presentados proyectos por valor de 4.000 MW. Fuentes de una importante empresa fotovoltaica le han asegurado a este periodista que han solicitado conexiones por valor de 800 MW y que ya tienen el visto bueno para 500 (una sola empresa). El portavoz de otra firma que también prefiere permanecer de momento en el anonimato nos decía hace unos días lo siguiente: “mire, en Murcia no se va a ver un árbol, de todo lo que hay previsto, y me consta que tanto en Extremadura como en Castilla La Mancha hay muchos megavatios solicitados, aunque es cierto que también muchos son de ingenierías, que podrían empezar a especular con este tipo de puntos de acceso para luego vendérnoslos más caros a nosotros”. En fin, que Energías Renovables ha querido hablar con el director general de Industria de la Región de Murcia, epicentro de toda esta nueva ola fotovoltaica y lo que viene a continuación (página 24) es lo que nos ha dicho. Nada más. Y nada menos. [Foto: instalación de Borges Blanques (Lleida), conectada en 2008, de Sun Edison].

Más información
Reportaje publicado en la edición 111 de Energías Renovables, donde incluimos además una entrevista al director general de Industria, Energía y Minas de la Región de Murcia, Pedro Jiménez Mompeán.

La noticia tiene aspectos muy positivos pero al mismo tiempo muy inquietantes.

El primero el que apunta pollo. En este país de caciques, que gestionan los oligopolios que existen en el país, la falta de competencia real les impide tener una visión clara y realista de la situación energética en un futuro próximo. Están tan condicionados en su visión con burreras que son incapaces de comprender que las energías fósiles son el pasado, e insisten en perpetuar el modelo vigente cuando el cambio es tan inminente que dentro de 4 años quien no monte un chiringuito de placas en su casa es porque vive en comunidad.

Las consecuencias serán muy importantes, puesto que un montón de empresas extranjeras se han anticipado al cambio de paradigma y cuando las energías fósiles suban al precio que marca la tendencia se quedarán tan fuera del mercado que se dará un caso parecido a la actual Telefónica que no deja de perder clientes, influencia y músculo financiero. Un desastre para ellos, tal vez un beneficio para el país, pero un beneficio seguro para los que están apostando ahora mismo.

Otro aspecto de interés es que la pequeña PYME con instalaciones semiartesanales se puede quedar fuera del mercado cuando la economía de escala presione a los legisladores con una moratoria a las primas mucho mayor de la que ahora han aprobado. El gobierno está en un plan que cualquier excusa por peregrina que sea será usada para eximirse de cualquier pago, sea procedente o no lo sea.

La única salida para estas empresas está condicionada por un decreto de autoconsumo ecuánime, sensato, basado en el beneficio del país entero y que tenga en cuenta la ciudadanía y no la panda de facinerosos que nos roban legalmente en el recibo de la luz.

Finalmente, otro aspecto típico del país, la cultura del pelotazo.

Los pícaros han detectado un verdadero filón revendiendo los puntos de conexión. Pero que panda de HDLGP por metro cuadrado tan enorme hay en este país de mierda. El sueño de todo capullo es hincharse a ganar pasta acariciándose suavemente los huevos.

Como siempre, la legislación llega mucho más tarde que las tendencias del mundo real. Los puntos de conexión no deberían de venderse a un precio mayor que el adquirido puesto que esto no es un libre mercado, es un mercado intervenido y un sistema que de forma inherente es planificado. Es más debería ser multada toda empresa que especule con un bien estratégico como es la energía, pero ya se sabe que eso es una utopía.

S2.

[R.H.N]

jojojo y mientras buscando escusas para que Garoña siga abierta

Extremadura. Ecoenergías del Guadiana instalará una planta solar fotovoltaica de 500 MW

http://www.ecoticias.com/energias-renovables/65491/aprovechamiento-energetico-de-la-planta-herbacea-miscanto-ciudad-21-21-agenda-21-educacion-sostenible-rse-rsc-ecodes-medio-ambiente-medioambiental-ambiental

Dicha iniciativa empresarial, con una inversión de unos 700 millones de euros, prevé crear más de 2.100 puestos de trabajo directos, de los que unos 2.000 corresponderían a la fase de construcción

El proyecto 'Núñez de Balboa', de la empresa extremeña Ecoenergías del Guadiana, pretende instalar una planta solar fotovoltaica en la localidad pacense de Usagre, con una potencia de 500 MW, lo que la convertiría en una de las plantas de estas características de "mayor potencia de todo el mundo", como ha expuesto el presidente extremeño José Antonio Monago.

   Dicha iniciativa empresarial, con una inversión de unos 700 millones de euros, prevé crear más de 2.100 puestos de trabajo directos, de los que unos 2.000 corresponderían a la fase de construcción, y más de 100 corresponderían a la fase de operación y mantenimiento.

   Se trata de una planta que ocupará una superficie de entre 1.000 y 1.200 hectáreas, en función de la orografía del terreno. Una superficie que equivale aproximadamente a 1.000 campos de fútbol, como ha expuesto el presidente de Ecoenergías del Guadiana, José Luis Joló.

   Este proyecto se ha presentado este jueves en Mérida durante la firma del protocolo de colaboración y asesoramiento entre la empresa y el Gobierno de Extremadura.
500 MW, EQUIVALE AL 50% DE UNO DE LOS REACTORES DE ALMARAZ
 POR NO DECIR QUE TIENE MAS MW QUE GAROÑA
   Los 500 MW de potencia nominal que tendrá la planta solar fotovoltaica, con una vida útil estimada de 30 años, equivale al 50 por ciento de la potencia de uno de los reactores de la central nuclear de Almaraz (Cáceres).

   Una vez esté totalmente terminada, la planta inyectará una energía al sistema de 950 GWh año, energía suficiente para abastecer durante un año el consumo eléctrico de 166.000 familias de cuatro integrantes, lo que supone 664.000 habitantes.

   Esta energía será inyectada en un punto de red de transporte perteneciente a Red Eléctrica de España (REE), concretamente en la subestación situada en el término municipal de Bienvenida, el nivel de tensión es 400 Kv=400.000 voltios, la tensión más elevada de la red de transporte de energía a nivel nacional.

   Desde esta posición la energía generada se puede transportar a cualquier punto de la península ibérica para ser consumida allí donde se precise.

   Sobre esta instalación, José Luis Joló ha resaltado que "en el mundo todavía no se ha conocido una potencia tan fuerte en fotovoltaica", como la de Usagre.

   Joló ha asegurado que Extremadura tiene "futuro" en las energías renovables por sus características y ha augurado que jugarán un "papel muy importante" en el PIB y en la recogida de impuestos en el futuro de la comunidad.
CRONOGRAMA

   Durante los años 2012 y 2013 se tramitará todas las autorizaciones y permisos necesarios para la construcción de la planta, tanto a nivel local como a nivel autonómico y nacional. El inicio de la construcción está previsto para principios de 2014 y el proyecto se ejecutará durante un periodo de 4 años, en los cuales se dividirá en cuatro fases.

   Las primera fase, 100 MW, incluirá conexión a la red y puesta en servicio en el año 2015; la segunda fase, 100 MW, con conexión a la red y puesta en servicio en el año 2016; la tercera fase, 150 MW, con conexión a la red y puesta en servicio en 2017; y la cuarta fase, de 150 MW, con conexión a la red y puesta en servicio en el año 2018.
INDEPENDENCIA ENERGÉTICA Y BENEFICIOS MEDIOAMBIENTALES

   Con la energía producida por esta planta se evitará la emisión de más de 840.000 toneladas de dióxido de carbono CO2 anuales a la atmósfera. Además, evitará la importación de 81.700 toneladas equivalentes de petróleo al año.

   Preguntado por los futuros socios con los que podría contar la planta solar fotovoltaica de Usagre, Joló ha informado de que tienen abiertas varias líneas de negociación con bancos, algunos nacionales y otros extranjeros (dos europeos y uno americano); además de fondos de inversión y "otras grandes compañías".

   Joló también ha augurado que "todos los proyectos que se hagan en un futuro" van a tener "mucha dimensión", también "sabiendo que va a haber una nueva legislación, el gobierno actual de Rajoy va a sacar en los próximos meses todo el tema de las energías renovables hasta el año 2020".

   "Y ahí considero que va a quedar muy claro la seguridad jurídica, que antes no la había en algunos momentos, como ha sido la limitación de horas (...) en muchos temas que nos ha perjudicado mucho a todos las empresas de las energías renovables, esto nos va a favorecer y sobre todo también una nueva legislación del autoconsumo", ha dicho. 
EXTREMADURA, COMUNIDAD "PIONERA"

   El presidente del Gobierno de Extremadura, José Antonio Monago, durante su intervención, ha indicado que la región se está convirtiendo en una comunidad "pionera" y "capaz de posicionarse en el lugar que le corresponde".

   Además ha dicho que esta firma demuestra es una "tierra de oportunidades" para los inversores y emprendedores, sobre todo por las condiciones "excepcionales" que posee para determinados sectores de actividad, como son las energías renovables.

   Monago ha puesto de relevancia que Ecoenergías del Guadiana es una empresa "100 por 100 extremeña" fundada en 2006 y ha resaltado la importancia de este proyecto tanto por la potencia del mismo, por su repercusión en el empleo y por la inversión.

   El presidente extremeño también ha dicho que este proyecto que se presenta este jueves viene acompañado con "un piloto de planta" fotovoltaica de 1MW en Cáceres, la "primera planta fotovoltaica" que funcionará sin primas a nivel nacional.