Energías Renovables

[Kaprak63]

Massive Battery System Captures The Wind
DECEMBER 6, 2011 BY SILVIO MARCACCI LEAVE A COMMENT
 


These containers hold 1.3 million batteries
One of the biggest challenges facing wind energy is intermittency. Wind often blows strongest when power demand is lowest, and weakest when electricity is needed the most. Because today’s power grid needs electricity to be consumed the moment it’s generated, that means wind turbines send energy to the grid half as often as an average coal plant.

But what if wind farms could store the power that isn’t needed right away and sell it later when demand is high? energyNOW! correspondent Patty Kim recently visited a monumental new energy storage system recently built alongside a wind farm in the heart of coal country. The full video is available below:

Wind energy has come a long way in the United States. It’s a multi-billion dollar industry that employs 75,000 people in 42 states and generates about 2 percent of the nation’s electricity. And, the Department of Energy says that number could grow to 20 percent of America’s electricity by 2030.
That potential is far from reality, though. And, in order to reach 20 percent, one in five new turbines will have to be built offshore where the wind is faster and more consistent, and offshore wind is yet to be stalled in this country.

Intermittency is a commonly cited problem for renewable energy options, but intermittency is only a problem because the energy industry hasn’t come up with an efficient way to store electricity on a large scale – until now, perhaps.
A massive new battery storage system has sprung up in the heart of coal country, and it could change wind energy forever. AES Corporation, a global power project developer, has built a wind farm of more than 60 turbines spread across twelve miles of West Virginia’s Laurel Mountains. The farm generates enough power for 20,000 homes, and feeds power into the PJM Interconnection regional grid.

But the really impressive aspect of this wind farm is a series of white shipping containers, nondescriptly nestled into the hills, containing 1.3 million lithium ion batteries. Each battery is about the size of a typical C or D cell, and together they provide frequency regulation to the grid. Grid operators at PJM send signals to the battery system every four seconds, telling it to either send the electricity generated by the wind farm onto the grid, or store it for later use when the wind isn’t blowing. “It’s a level of control over power that we haven’t seen,” said Praveen Kathpal, Vice President of Market and Regulatory Affairs for AES Energy Storage.
The storage system technology is impressive, but, for now, its impact is relatively small. The West Virginia project can only hold enough electricity at any one time to power about 5,000 homes for 15 minutes.

“Projects like these are the beginning of a long wave of energy storage projects to come,” said Kathpal. AES says they’re taking the next step in West Texas, where they want to build a second battery project, roughly three times larger than the West Virginia system.
Source: Clean Technica (http://s.tt/14BS5)

[Kaprak63]

España tiene "un potencial de reducción de la demanda de energía muy importante que puede ser alcanzado a costes muy bajos"
Miércoles, 07 de diciembre de 2011
Antonio Barrero F.


El centro de investigación Economics for Energy acaba de presentar un informe que asegura que España puede reducir más de un 25% su demanda de energía en 2030 "simplemente con la implantación de las medidas ya previstas". Pero no solo, porque si a esas medidas se le añaden "medidas más agresivas, tanto políticas como de desarrollo tecnológico", esa reducción podría superar el 40%, según este instituto.

Dirigido por Xavier Labandeira, catedrático de Economía de la Universidade de Vigo, y Pedro Linares, subdirector de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI de la Universidad Pontificia Comillas, el centro de investigación Economics for Energy acaba de presentar el informe "Potencial económico de reducción de la demanda de energía en España", segundo informe anual que presenta esta entidad sin ánimo de lucro. Segundo porque, en 2010, Economics for Energy presentó un primer estudio –"Análisis de la Evolución de la Intensidad Energética en España"– en el que concluía que "equiparar la intensidad energética española a la media de la UE15 supondría un ahorro de entre el 1,5% y el 3,5% del producto interior bruto estatal (en función del precio del barril del petróleo)". Pues bien, según Economics for Energy, el informe presentado ahora (108 páginas) "es el resultado de una estimación de los potenciales y de los costes de reducción de la demanda de energía, algo que no se había realizado hasta el momento de esta forma en España". [En la imagen, infografía que muestra el Plan Maestro de Desarrollo Urbano de la ecociudad de Masdar, en Abu Dhabi].

Año 2030
El informe "Potencial económico de reducción de la demanda de energía en España" considera varios escenarios (Tendencial, Político y Tecnológico) y un horizonte: 2030. El escenario Tendencial recoge los planes de energías renovables o políticas de ahorro y eficiencia energética ya aprobados o previstos. El escenario Tecnológico considera penetraciones elevadas de tecnologías aún consideradas como de futuro (solar fotovoltaica, calderas de alta eficiencia, coches eléctricos...) asociadas a reducciones en los costes de las citadas tecnologías. El escenario también asume unos precios bajos para el gas natural ligados a la mejora tecnológica en los procesos de extracción de este combustible. Este escenario probablemente precise de apoyos políticos, pero orientados al desarrollo tecnológico y no tanto a la implantación en sí de las medidas. El escenario Político no considera mejoras en los costes de las tecnologías sino que trata de representar un compromiso político para la promoción de tecnologías más eficientes energéticamente con independencia de su coste.

Tendencial
El escenario Tendencial recoge los planes de energías renovables o políticas de ahorro y eficiencia energética ya aprobados o previstos. Según el informe, habida cuenta de esos planes, la demanda energética final en 2030 será un 2% inferior a la de 2010. Entre las tecnologías que más contribuyen a la reducción de esa demanda figuran las energías eólica y solar en el sector eléctrico, la mayor penetración de coches híbridos y de camiones y ferrocarriles más eficientes y el cambio modal hacia el ferrocarril. También contribuyen a esa reducción de manera importante las bombas de calor, las calderas de gas eficientes y el menor consumo de combustible de los vehículos convencionales del futuro. Según el informe, todo ello permite reducir el consumo de una gran cantidad de energía a un coste negativo.

Político
El escenario Político es el más ambicioso porque, según Labandeira y Linares, permitiría reducciones del 19% en 2030 con respecto al consumo energético del escenario Tendencial, es decir, adicionales al 2% considerado anteriormente. La reducción acumulada sobre la demanda en 2030 sería de un 40% (eso sí, mientras que, en el caso Tendencial, la suma de todos los costes era negativa, ahora asciende a 17.700 millones de euros; no obstante, "si se limitaran las medidas a adoptar a las que presentasen un coste inferior a 250€ /MWh, el coste total sería nulo"). El porcentaje de medidas con coste negativo supera el 50%, en todo caso. Las tecnologías más costosas (el aislamiento de las viviendas y edificios, las bombas geotérmicas o algunos electrodomésticos eficientes) hacen subir mucho los costes totales.

Si el gas es barato...
El escenario Tecnológico asume una evolución avanzada de las tecnologías eficientes (incluyendo una bajada de su coste) pero, al no incorporar el escenario una política agresiva de ahorro y eficiencia, supone unas penetraciones inferiores. El potencial es de un 15% de reducción frente al consumo Tendencial en 2030 (comparado con una reducción del 19% en el escenario Político). Asimismo, cobran mayor importancia en la reducción las tecnologías (eficientes) más baratas de iluminación, hibridación de vehículos y electrificación del parque móvil. En cuanto a los costes de las medidas, aunque se podría esperar que se redujesen, por los mayores avances tecnológicos, los ahorros también caerían, pues los autores trabajan con un precio bajo del gas natural. Así las cosas, el coste sería de 19.000 millones de euros.

Medidas de ahorro prioritarias, según Economics for Energy
El informe señala la correcta ejecución de las políticas ya existentes de fomento del ahorro energético –sustitución de calderas, por ejemplo– como un factor determinante en el escenario Tendencial de reducción de demanda. Los autores recomiendan en todo caso asegurar una mayor penetración de las energías renovables en el sector eléctrico; promover la implantación del vehículo híbrido; mejorar la eficiencia de los convencionales; favorecer el cambio modal hacia el ferrocarril; y mejorar la climatización de edificios mediante calderas eficientes y bombas de calor. Además, los autores señalan varias tecnologías con gran potencial de evolución, entre ellas, la iluminación eficiente y los vehículos híbridos y eléctricos, si bien en este caso, para abaratar costes, "puede ser esencial un esfuerzo adicional en I+D".

Costes muy bajos, subvenciones no especialmente adecuadas, fiscalidad a valorar...
El informe concluye que hay "un potencial de reducción muy importante que puede ser alcanzado a costes muy bajos". Eso sí –matiza–, "las subvenciones generalistas a la inversión, bastante habituales en la práctica, no resultan especialmente adecuadas porque solo mejoran la rentabilidad económica (ya satisfactoria de por sí en muchas de las medidas) sin resolver los problemas de costes ocultos, los altos costes de transacción o las barreras no económicas". Los autores añaden, además, que la fiscalidad, "aunque sí da señales adecuadas en el largo plazo y por tanto corrige el efecto sobre el precio de la energía, tampoco permite solventar el problema". Como alternativas, en el informe se recogen otras políticas que pueden ser más exitosas, como la aplicación de patrones lo más flexibles posible, los acuerdos voluntarios, la simplificación de procesos administrativos o el uso de ayudas directas bien focalizadas.

El Top 10 de las medidas más ahorradoras, según el escenario Tendencial
Según el escenario Tendencial 2010-2030 (coste cero), las medidas más eficaces, por orden de Potencial de Reducción de la demanda (medido en megavatios hora, MW/h), o sea, las medidas que más MW/h ahorran, son la promoción e implantación de la eólica terrestre, de los vehículos híbridos no enchufables, los camiones que empleen diésel Euro V, los trenes de pasajeros eficientes, la solar termoeléctrica, la solar fotovoltaica, la bomba de calor avanzada, el vehículos diésel más eficiente, el calentador de agua solar y el coche híbrido enchufable.

El Top 10, ahora, según el escenario Político
Las medidas que más megavatios hora ahorrarían a la economía española serían la mayor implantación de la eólica terrestre, solar termoeléctrica, transporte de mercancías por ferrocarril, calentador de agua solar, solar fotovoltaica, aislamiento de viviendas (excepto acristalamiento y gestión), neumáticos de baja resistencia a la rodadura, aislamiento de comercios (excepto acristalamiento y gestión), tren de pasajeros y eólica marina. En el escenario Tecnológico, el orden sería el siguiente: calentador de agua solar, solar termoeléctrica, eólica terrestre, aislamiento de viviendas (excepto acristalamiento y gestión), solar FV, bomba de calor avanzada, aislamiento de comercios (excepto acristalamiento y gestión), coche eléctrico, eólica marina, coche híbrido no enchufable.

Con denominación de origen
Economics por Energy (Economics for Energy. Centro de investigacin privado especializado en el anlisis econmico de las cuestiones energticas.) es un centro de investigación privado constituido como entidad sin ánimo de lucro que cuenta con el soporte de la Universidad Pontificia Comillas, la Universidade de Vigo, el Instituto de Estudios Fiscales del Ministerio de Economía y Hacienda, la Fundación Barrié, Novagalicia Banco, Banco Santander, Gas Natural Fenosa, Acciona, Alcoa e Iberdrola. El centro está dirigido por Xavier Labandeira, catedrático de Economía de la Universidade de Vigo, y Pedro Linares, profesor y subdirector de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI de la Universidad Pontificia Comillas. La misión de Economics for Energy es "crear conocimiento en el ámbito de la economía de la energía y transferirlo de forma eficaz a la sociedad para informar, orientar y asesorar la toma de decisiones de agentes públicos y privados". Sus líneas de trabajo se centran en el análisis de la demanda de energía, la innovación tecnológica en el ámbito energético, el diseño y evaluación de las políticas energético-ambientales, la valoración de la seguridad energética y la prospectiva tecnológica y regulatoria en el sector energético.

[Scardanelli]

Las baterías de litio tendrán su lugar para muchas aplicaciones, pero personalmente, y en el largo plazo, no creo que el almacenamiento a gran escala vaya a estar ligado a enormes baterías (hechas con materialmente necesariamente finitos) y si a la mejora en la eficiencia de la obtención de hidrógeno. En fin, no termino de ver proyectos como el de AES.

http://www.energias-renovables.com/energias/renovables/index/pag/eolica/colleft//colright/eolica/tip/articulo/pagid/18222/botid/3/

Vattenfall quiere producir hidrógeno con el viento

La eléctrica sueca, segundo operador de parques eólicos marinos del mundo, ha anunciado un proyecto cuyo objetivo es emplear la energía eólica para producir hidrógeno. A continuación, la idea es emplear el hidrógeno para generar electricidad y calor en centrales de ciclo combinado o como combustible para vehículos.
Vattenfall quiere producir hidrógeno con el viento

Vattenfall tiene previsto poner en marcha este proyecto en una instalación de seis megavatios (MW) integrada por tres aerogeneradores de dos megavatios ubicada en Prenslau, a cien kilómetros al norte de Berlin. Mediante el proceso de electrólisis, el conjunto separará el hidrógeno del agua. En el proyecto, denominado "Performing Energy Alliance for Hydrogen from Wind", Vattenfall trabajará con varios socios alemanes, incluidos el fabricante de aerogeneradores Siemens, el proveedor eléctrico Enertra y la petrolera francesa Total. La iniciativa recibe el apoyo de varios estados alemanes, así como del Ministerio de Transporte del país germano.

El complejo de Prenslau estará formado por una instalación híbrida que combinará la eólica con una planta de generación alimentada con el hidrógeno producido por la electrólisis y con otra de biomasa, ambas en ciclo combinado. Vattenfall pretende extender la experiencia adquirida en el programa piloto a varios otro proyectos en Alemania. Uno de ellos estará ligado a un parque eólico de Brandenburgo. La empresa afirma que, con vistas al futuro, sus "importantes inversiones en la energía eólica casan bien con sus esfuerzos de almacenamiento". Según el responsable de Vattenfall Innovation in Germany, Oliver Weinmann, "este es un proyecto único tanto en Alemania como en toda Europa, pues combina la generación de electricidad renovable, el calor y el hidrógeno".

[avsgi]

Buffett compra a First Solar la segunda mayor planta fotovoltaica del mundo

http://www.expansion.com/agencia/efe/2011/12/07/16769257.html

MidAmerican Energy, una de las unidades de la firma del multimillonario Warren Buffett, Berkshire Hathaway, anunció hoy que le ha comprado a First Solar la planta solar que está construyendo en San Luis Obispo County (California), el segundo mayor proyecto de energía fotovoltaica del mundo.

( ... )

La unidad de Berkshire Hathaway, dirigida por el hombre más rico del mundo según la revista Forbes, incluirá así la generación de energía solar en su negocio energético, que hasta ahora contaba con plantas de energía eólica, hidroeléctrica, geotérmica y de energías fósiles

Se empiezan a tomar posiciones serias en el mundo de las renovables. Está claro que se empieza a preparar el siguiente rally.

Suelo ser muy despistado para estas cosas pero al final la mejor especulación, la que más dinero da, es la que afecta lo que toda la masa de la población tiene necesidad de consumir. En la España de 1960 una crisis energética nacional era harto difícil ya que la mayoría de casas seguían con cocinas de leña, apenas había vehículos e incluso había casas con un único enchufe por habitación porque poco había que enchufar: la radio y una lamparita. No más.

Hoy eso es impensable. Todo se enchufa. Todo se recarga. Rara es la habitación con menos de 3 enchufes y muchas de ellas con regletas de 6 y 8 chucos. Tenemos tanta necesidad (o creencia de necesidad) de energía a nivel particular como la hubo de vivienda hace unos 10-15 años.

Quizás me coma el owned, pero me parece que estamos en la primerísima etapa del famoso gráfico de la burbuja.

[Maple Leaf]

Abengoa se adjudica las dos primeras centrales termosolares de Suráfrica por 1.000 millones

http://www.eleconomista.es/empresas-finanzas/noticias/3588564/12/11/Abengoa-se-adjudica-las-dos-primeras-centrales-termosolares-de-Surafrica-por-mil-millones-.html

La compañía levantará dos plantas, una de ellas de 50 Mw de capacidad y tecnología de torre, dentro de una gran adjudicación de 1.400 Mw en centrales renovables por parte del Gobierno del país en el marco de la Cumbre del Clima de Durban.

Abengoa ha tachado a Suráfrica de su lista de países prioritarios para entrar en ellos con su tecnología termosolar. La compañía andaluza ha ganado el concurso para levantar en este país sus dos primeras centrales con esta tecnología, que tendrán en conjunto 150 Mw. Abengoa ha sido también, en los últimos meses, la empresa que se ha adjudicado las primeras plantas de este tipo que operarán en Chile y México.

La inversión conjunta en las de Suráfrica será de unos 1.000 millones de euros y está previsto que las centrales estén operativas en 2014. Abengoa tendrá la mayoría de la sociedad que construirá y gestionará las plantas, con un 51 por ciento. El otro 49 estará en manos de Industrial Development Corporation, firma del gobierno surafricano.

El anuncio de esta adjudicación se ha hecho en el marco de la Cumbre del Clima que se celebra estos días en la ciudad de Durban, en este país. En total se han adjudicado 1.416 Mw renovables correspondientes a 28 proyectos eólicos, fotovoltaicos y termosolares, que forman parte del objetivo fijado por el gobierno de contar con hasta 17.800 Mw 'verdes' y otros 9.600 nucleares en el horizonte de 2030. Actualmente, el 85 por ciento de los 41.000 Mw operativos en el país proceden de centrales de carbón.

Entre los proyectos ganadores en eólica está el del parque de 138 Mw adjudicado al consorcio irlandés Mainstream Renewable Power, en el que Iberdrola aportará conocimiento técnico.

En concreto, las plantas de Abengoa tendrán varias singularidades. Con respecto a la de torre, será la tercera que levantará la empresa tras las dos que ya explota en Sevilla. Sin embargo, la surafricana tendrá más potencia (50 Mw, frente a los 10 y 20 que tienes las operativas en España), contará con capacidad de almacenamiento (hasta dos horas de funcionamiento sin radicación, a diferencia de las dos actuales que no almacenan energía) y utilizará una nueva tecnología de vapor sobrecalentado que reduce el consumo de agua en un 80 por ciento respecto a esos dos precendetes. Ocupará 600 hectáreas.

Con respecto a la de 100 Mw, utilizará tecnología cilindro parabólica, contará con tres horas de almacenamiento y usará igualmente la tecnología de vapor sobrecalentado. Manuel Sánchez, consejero delegado de Abengoa, explica: "La adjudicación de estos dos nuevos proyectos es la demostración del incesante avance tecnológico que la tecnología termosolar está alcanzando de forma continua fruto de las inversiones en innovación y tecnología que el sector en general, y Abengoa en particular, estamos llevando a cabo. La energía termosolar está llamada a ser protagonista indiscutible del siglo XXI en materia energética, es limpia, gestionable, almacenable y renovable. España tiene una oportunidad única de liderar un sector industrial de alta innovación, creación de empleo y capacidad de exportación".

Abengoa tiene 393 Mw en centrales termosolares en operación en España, Marruecos y Argelia. Y otros 1.010 en construcción en España y EEUU, fundamentalmente.

[Scardanelli]

Gran noticia para Abengoa. Va camino de convertirse de largo en el primero operador del mundo en solar termoeléctrica. Esperemos que con la que esta cayendo en España pueda contar con apoyo financiero y con un accionariado estable.

[Scardanelli]

Quizás me coma el owned, pero me parece que estamos en la primerísima etapa del famoso gráfico de la burbuja.

Tengo mis reservas. La energia es el principio y fin de todo. Por supuesto que puede verse afectada por la sobre capacidad (ciclos combinados), pero dado el peak de los combustibles fósiles y la necesidad de independencia, dudo que la fotovoltaica vaya a ser una burbuja como la del tulipán o el ladrillo...

[Currobena]

Una breve nota de humor, aprovechando el puente, sobre la revolución de las energías alternativas y/o renovables:



- Apoyo las energías renovables, pero esas turbinas me dan un mal rollo. Me recuerdan a la guerra de los mundos.

- Te ponen nervioso.

- No puedo evitar imaginar que en cualquier momento...

(Los molinos se mueven solos).

- ¡Oh, no. Vienen hacia aquí!

- Al Gore, ¡nos has condenado a todos! ¡Corre!

- ¡Boom!

- Y ¿ahora  qué?

- ¡Alguien tiene que pararlos!

- Pero ¿quién podría?

(Se oye la voz de un hidalgo)

- ¡Apártense!

(Aparece Don Quijote).

 

[Bishop]

Las baterías de litio tendrán su lugar para muchas aplicaciones, pero personalmente, y en el largo plazo, no creo que el almacenamiento a gran escala vaya a estar ligado a enormes baterías (hechas con materialmente necesariamente finitos) y si a la mejora en la eficiencia de la obtención de hidrógeno. En fin, no termino de ver proyectos como el de AES.

Estoy de acuerdo, a no ser de nuevos avances extraordinarios en el campo de supercondensadores y nuevos tipos de baterias, el futuro a medio plazo es el uso del hidrógeno como vector energético. Pero creo que el problema a solventar no es mejorar la eficiencia en la obtención de hidrógeno. Ya hay tecnología para rendimientos sobre el 70% y se investiga para subir aún más el rendimiento (creo recordar haber leído líneas de investigación con rendimientos teóricos del 94%). El problema es cómo almacenar de forma práctica el hidrógeno obtenido. En forma de gas almacenado a presión, licuado, en forma de hidruro metálico, etc... cada forma tiene sus ventajas e incovenientes, en función del uso que se quiera dar. Este es el aspecto a mejorar para dar el salto definitivo.

Por otra parte, una vez resuelto lo anterior, no creo que el mejor uso que se le pueda dar al hidrógeno almacenado sea quemarlo en automóviles o centrales de ciclo combinado. La generación de electricidad mediante el uso de celdas de combustible tiene una eficacia superior, al no desperdiciarse tanta energía en forma de calor.

[pollo]

Quizás me coma el owned, pero me parece que estamos en la primerísima etapa del famoso gráfico de la burbuja.

Para el que quiera "invertir" por supuesto. Pero lo de la energía no va de "invertir" o al menos no debería. Una independencia energética bien entendida no hace forrarse a nadie en particular, sino que desempobrece a la sociedad en general al evitarse la esclavitud energética en forma de deuda obligatoria. Esto es útil ya que hace que los que están en el tema para servirse y no para servir se distingan a la legua. "¡No es rentable!" gritan como críos de dos años.

Si ningún español (por decir algo) tuviese que pagar la factura de la luz y combustible, los ladro... digo inversores no se forrarían, pero que venga alguien a decir que no habría una cantidad brutal de dinero disponible para otras cosas. Todas las facturas de la luz y toda la factura petrolífera. Incluso aunque fuera una fracción de ese gasto, sería una ganancia brutal para todos.

Los negocios que no son para unos pocos no suelen interesar a esos pocos: interesan a todos.

[pollo]

http://www.motorpasionfuturo.com/industria/se-prepara-la-primera-turbina-eolica-flotante-del-mundo

Se prepara la primera turbina eólica flotante del mundo

La empresa norteamericana Principle Power en colaboración con la portuguesa Energías de Portugal, están ensamblando la que será la primera turbina eólica flotante del mundo, localizada en la costera localidad de Agucadoura, Portugal, y que pretende llevar la productividad y eficiencia de estos generadores a un nivel superior.
Según sus diseñadores, este tipo de planteamientos, permite instalar las turbinas en lugares donde las corrientes de aire son de mejor calidad, pero donde la profundidad convierte su instalación en un trabajo muy complejo y al mismo tiempo, extremadamente costoso, a lo que hay que añadir que gracias a su cualidad de flotante, supondrá evitar los astronómicos costes de mantenimiento de las plataformas fijas.
Otro de los aspectos positivos de este planteamiento es que la turbina puede ser ensamblada en tierra, para posteriormente ser trasladada a su emplazamiento final, en este caso a casi 350 kilómetros de la costa portuguesa, reduciendo el coste de forma sustancial.
      

Según Antonio Vidigal, director ejecutivo de EDP Inovação, “El océano es la próxima frontera energética, donde la energía eólica marina nos proporcionará una manera de aprovechar vientos fuertes y más estables y a medio plazo, la posibilidad de disponer de una red eléctrica más sostenible“.
De momento no tenemos información ni de los costes de ese tipo de tecnología comparada con los generadores convencionales, ni tampoco de su productividad, unas cifras que debería llegar a lo largo del próximo año que será cuando de comienzo su funcionamiento comercial.
Pero lo que si está claro que las posibilidades de producción de energía eléctrica mediante fuentes renovables es incalculable, siendo únicamente una cuestión de voluntad, y dinero, que demos el salto definitivo para abandonar la producción desde centrales térmicas y por que no, alimentar el futuro parque móvil de coches eléctricos con energía 100% limpia.

http://youtu.be/IO7GXLR4YUo
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[avsgi]

Tengo mis reservas. La energia es el principio y fin de todo. Por supuesto que puede verse afectada por la sobre capacidad (ciclos combinados), pero dado el peak de los combustibles fósiles y la necesidad de independencia, dudo que la fotovoltaica vaya a ser una burbuja como la del tulipán o el ladrillo...

No me refiero a burbuja en cuanto a precio final de energía, sino especulación en la creación, adquisición, juego con acciones, etc, de empresas relacionadas con el mundo energético.

[TEOTWAIKI]

No me refiero a burbuja en cuanto a precio final de energía, sino especulación en la creación, adquisición, juego con acciones, etc, de empresas relacionadas con el mundo energético.

¿Más?

[pollo]

Poco a poco va llegando el futuro. Y cuando llegue, harán como intenta hacer la SGAE.

http://blogs.elpais.com/eco-lab/2011/12/cuando-las-placas-fotovoltaicas-son-mas-baratas-que-la-red-electrica.html

Cuando las placas fotovoltaicas son más baratas que la red eléctrica

Por: Clemente Álvarez | 15 de diciembre de 2011
   
La semana pasada se publicó en el BOE el Real Decreto 1699/2011 que regula la conexión a la red de las instalaciones de producción de energía de pequeña potencia, como pueden ser unas placas fotovoltaicas o una miniturbina eólica. Este texto introduce importantes novedades y empieza a despejar el camino para el autoconsumo con renovables, un cambio que despierta grandes expectativas.
   Esta nueva normativa extiende una serie de facilidades que ya tenían las placas fotovoltaicas para conectarse a la red  (con el RD 1663/2000) a otras muchas tecnologías diferentes, como la minieólica o la cogeneración. Y mejora algunos aspectos. En concreto, la regulación se aplica (artículo 2) a instalaciones pequeñas de una potencia no superior a 100 kilovatios (kW), así como a otras mayores, de cogeneración y biomasa, cuyo límite se fija en 1.000 kW.  “En todo el tiempo que ha tardado en aprobarse el decreto, se han producido mucho cambios, pero este texto siempre será mejor que lo que teníamos antes, que era nada; esto nos permite nacer como sector”, comenta Javier Forte, presidente de la sección de minieólica de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA), que asegura que “el futuro de las renovables pasa por la microgeneración distribuida”.
Una de las novedades de esta norma (artículo 9) es que instaura un nuevo procedimiento abreviado para las instalaciones más pequeñas de una potencia no superior a 10 kW. En este caso, se piden menos requisitos a los dueños de las instalaciones y se acortan los plazos para que las empresas eléctricas respondan a la solicitud de conexión.
Hoy en día, cuando se instalan unas placas fotovoltaicas en casa conectadas a la red lo que se hace es volcar toda la producción al sistema eléctrico para que la aproveche otro. Se vende toda la electricidad renovable a la empresa distribuidora a un precio más alto (pues incluye una prima) y luego se consume la que se necesita de la red como cualquier otro ciudadano, a la tarifa habitual. Se vende a un precio mayor del que se compra y así se obtienen unos beneficios que permiten ir amortizando la instalación renovable.
Ahora bien, como explica Jaume Margarit, director de Energías Renovables del IDAE, este nuevo decreto empieza a preparar el camino para un nuevo escenario totalmente diferente: el momento en el que resulte más ventajoso económicamente consumir la electricidad renovable producida que pagar más por la de la red. ¿Cuándo será más barato un kilovatio hora producido con estas instalaciones renovables, sin subvenciones, que otro de las tecnologías contaminantes? Posiblemente, en menos tiempo de lo que se cree. Pero antes de eso, tardará todavía menos en llegar el día en que el coste de la energía generada por un particular con unas placas fotovoltaicas en su casa sea menor que la tarifa eléctrica que pagamos (pues la tarifa incluye muchos otros costes adicionales de la red y del sistema).
Según el director de Energías Renovables del IDAE, esto ocurrirá en unos tres años, seguramente en 2015. Para la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), el autoconsumo es ya incluso más rentable hoy mismo en algunos casos concretos en España: como en Canarias. Con la energía fotovoltaica, esto será distinto en cada sitio y dependerá de la insolación de la zona y del coste de la instalación solar, que cae en picado. En el Plan de Energías Renovables 2011-2020, el IDAE estima que el coste de las instalaciones fotovoltaicas en tejado pasará de 2,89 euros/vatio en 2010,  a 1,90 €/W en 2015 y a 1,32 €/W en 2020. Sin embargo, ASIF asegura que los precios actuales corresponden ya a los que estaban estimados para 2015. “Ahora mismo se pueden encontrar en el mercado internacional incluso placas a 1 €/W”, explica Tomás Díaz, representante de esta asociación fotovoltaica, que explica que el kilo de silicio ha bajado de 450 euros en 2008 a 20 euros en la actualidad. Además, existe un tercer factor que será también determinante: “Las tarifas eléctricas que pagamos van a tener que subir y esto va acelerar la competitividad de estos sistemas”, recalca Margarit.
El autoconsumo tiene mucho que ver con otra de las novedades del RD 1699/2011, como es el establecer por primera vez unas condiciones específicas para la conexión en redes interiores (artículo 13). En la distribución de electricidad, las redes que pertenecen a las empresas eléctricas van por cables hasta el contador de cada casa (que también es de las compañías), pero a partir del contador la propiedad ya es del particular y esto es lo que se denominan redes interiores. Hasta ahora, aquel que quisiera conectar una instalación eléctrica lo debía hacer a la red de las empresas de distribución, pues no había una norma que determinara como conectarse “aguas arriba” del contador. “Ahora sí se establece cómo hacerlo”, detalla Margerit, “pues si hablamos de autoconsumo es evidente que hay que verter esa electricidad dentro de tu propia red”.
Asimismo, este real decreto (en su disposición adicional segunda) estipula que, en el plazo de cuatro meses desde su entrada en vigor, el Ministerio de Industria presente una propuesta de real decreto cuyo objeto sea ya la regulación específica de las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo. El borrador de esta propuesta entró ya para su análisis en la Comisión Nacional de la Energía (CNE) e introduce otro elemento nuevo muy interesante: el balance neto (net metering, en inglés). Existe mucha expectación en el sector por este otro decreto.
Como explica el director de Energías Renovables del IDAE, las tecnologías que van a llegar antes a ser competitivas son la fotovoltaica y quizá la minieólica, dos sistemas no gestionables cuya producción depende del sol o del viento. Si un particular necesita energía cuando su instalación no está produciendo siempre puede recurrir a la electricidad de la red eléctrica. Pero, ¿qué pasa cuando tiene exceso de kilovatios? Puede ocurrir que esté soplando viento por la noche sin que se pueda consumir en ese momento la electricidad de su mini turbina eólica. O simplemente que se vaya de fin de semana y no pueda aprovechar la energía producida por unas placas fotovoltaicas. En el caso de instalaciones cuya producción en un edificio puede repartirse entre muchas viviendas esto es más fácil de evitar, pero para un único particular puede resultar difícil encajar su curva de demanda con la de producción.
La idea del balance neto es que el consumidor pueda ceder a la red general esta energía que no va a aprovechar, sin contraprestación económica alguna, y a cambio pueda consumir de la red de forma gratuita una cantidad equivalente cuando la necesite. Una especie de trueque.
Según especifica Margarit, gestionar estos excedentes constituye un servicio por el que el consumidor que optase por el balance neto tendría que pagar algo. A fin de cuentas, se le está permitiendo aprovechar una electricidad que se iba a perder sin que pudiera utilizar. Por otro lado, la propuesta es que un consumidor no pueda quedarse con excedentes por compensar al final de un periodo de un año. “En un año tu balance tiene que ser como mucho cero y esta es para mí una de las condiciones importantes”, detalla el representante del IDAE. “Ser autoconsumidor significa que vas a consumir todo lo que produces, lo que obliga a ajustar las instalaciones a la realidad de uno; tú no puedes meter una instalación grandiosa en tu casa y enviar todos los excedentes a la red, porque entonces serías un generador sin pagar nada por ello”.
¿Cuánto puede costar hoy en día colocar en casa unas placas fotovoltaicas o una miniturbina eólica? Según los datos de ASIF, una instalación fotovoltaica tipo de 5 kW costaba en 2008 unos 32.500 euros y hoy en día el precio puede estar ya por los 12.000 euros.
En cuanto a la minieólica, la situación es diferente, aunque todo depende del viento y el sol de cada zona. Como especifica Forte, una turbina eólica todavía es un producto que se fabrica a pequeña escala. El precio de un miniaerogenerador de 3 kW puede estar entre los 21.000-27.000 euros. “La minieólica no necesita subvenciones monstruosas, pero sí un apoyo para su lanzamiento, estos productos no están todavía industrializados”, comenta el representante de APPA, que llevaba años pidiendo la aprobación de este real decreto. “Ya se puede poner una instalación de minieólica sin que sea alegal”.
 

[Republik]

Es realmente impresionante lo que se ha abaratado la FV, mi duda es si se mantiene la calidad de las placas, que las de antes me consta que era excepcional, he conocido alguna instalación "veinteañera" que todavía producía a muy buen nivel. Como experiencia personal he tenido para agua caliente y me duró (frente al mar,que siempre es peor por la intensa corrosión) 20 años, lo cual es buena marca porque esas instalaciones son más baratas. Ahora estoy pensando poner otra, por el camino he tenido gas (es una vivienda secundaria).

Sobre las minturbinas eólicas domésticas me han contado que son decepcionantes en rendimiento dentro de ciudades, y no sé si en un futuro habrá desarrollos para residencial con generadores de eje vertical,que aunque parecen ser menos escalables (no se ven por ahí en las grandes turbinas comerciales), he leído que tienen cierto futuro a escalas más bajas. ¿Qué podría costar por Kw de potencia instalada uno doméstico?