Energías Renovables

[Roddy Piper]

La autosuficiencia energética a nivel comunitario, también tiene su punto.

1 MW fotovoltaico sobre cubierta en la dehesa toledana
ER Miércoles, 13 de junio de 2012

(...)

Kaprak, ¿podrías poner le enlace?

Gracias

[R.H.N]

La autosuficiencia energética a nivel comunitario, también tiene su punto.

1 MW fotovoltaico sobre cubierta en la dehesa toledana
ER Miércoles, 13 de junio de 2012

(...)

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Gracias

Estamos trabajando ese punto, dale tiempo 

http://www.energias-renovables.com/articulo-fotovoltaica-20864-21-1_MW_fotovoltaico_sobre_cubierta_en_la_dehesa_toledana/len/es/

Una foto de la planta

[R.H.N]

Por si teniais alguna duda de la politica del bobierno

http://www.ecoticias.com/sostenibilidad/66879/noticias-de-energias-energias-renovables-verdes-medioambiente-medioambiental-medio-ambiente

Soria: ‘hay que alargar vida de las nucleares y explotar yacimientos de gas y petróleo’

En una jornada empresarial organizada en Bilbao por la Fundación Popular de Estudios vascos, Soria ha manifestado también que "si en algún lugar encontramos gas o petróleo

El ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, ha afirmado que en España "no podemos permitirnos algunos lujos", como infrautilizar fuentes de energía que están disponibles. Como ejemplo, ha apuntado que "si hay capacidad de producción eléctrica a través de centrales nucleares, de reactores nucleares que están activos y el Consejo de Seguridad Nuclear estima que la vida útil de un reactor en lugar de acabar dentro de dos años, puede acabar dentro de diez, no hacerlo es infrautilizar una parte de la potencia instalada que tenemos".

   En una jornada empresarial organizada en Bilbao por la Fundación Popular de Estudios vascos, Soria ha manifestado también que "si en algún lugar encontramos gas o petróleo, difícilmente podríamos permitirnos el lujo de renunciar a la explotación de esos hidrocarburos", porque estas explotaciones contribuirían a disminuir la vulnerabilidad de España en materia energética.

   En su intervención, el responsable de Industria ha aludido también a la necesidad de terminar con el déficit tarifario, estimado para el año 2012 en unos 5.500 millones de euros.

   Según ha indicado, el Gobierno esta preparando una serie de medidas que se plasmarán antes del mes de julio que tienen por finalidad aquilatar los costes y los ingresos para llegar a un equilibro y a un sistema impositivo a todo tipo de generación, de manera "homogénea, no discriminatoria, que permita tener una estructura de precios más competitiva".

[R.H.N]

Con lo que nos saquean hacen proyectos fuera...


Iberdrola invertirá 1.600 millones de euros en el proyecto eólico marino alemán de wikinger

La Empresa va a invertir 1.600 millones de euros en este proyecto, que contará con una capacidad de 400 megavatios (MW) gracias a la instalación de aerogeneradores de alrededor de 5 MW

    Este parque, que ahora encara la fase de desarrollo, se convertirá en el más grande del mundo instalado en aguas profundas -a más de 40 metros-

     Wikinger contará con una capacidad de 400 megavatios (MW), gracias a aerogeneradores de última generación de alrededor de 5 MW de potencia unitaria

     IBERDROLA es uno de los líderes mundiales en proyectos eólicos marinos, con una cartera que ronda los 11.000 MW ubicados, sobre todo, en el norte de Europa

IBERDROLA ha iniciado la fase de desarrollo de su proyecto eólico marino (offshore) de Wikinger, la primera instalación de estas características que la Compañía pondrá en marcha en Alemania.

 La Empresa va a invertir 1.600 millones de euros en este proyecto, que contará con una capacidad de 400 megavatios (MW) gracias a la instalación de aerogeneradores de alrededor de 5 MW de potencia unitaria y que será capaz de generar energía eléctrica suficiente como para dar suministro anualmente a 350.000 hogares alemanes.

IBERDROLA prevé dotar a este complejo offshore de una tecnología de última generación, con turbinas de 150 metros de altura que se ubicarán a 30 kilómetros de la Isla de Rügen y cubrirán un área de 32 kilómetros cuadrados en el Mar Báltico.

Cuando se concluya su construcción, Wikinger se convertirá en la instalación eólica marina más grande del mundo puesta en marcha en aguas profundas -a más de 40 metros-. Este proceso aportará a la Compañía la experiencia necesaria para encarar en el futuro proyectos similares en otros países del mundo.

IBERDROLA va a invertir este mismo año unos 50 millones de euros en los primeros estudios técnicos del emplazamiento, así como en la ingeniería y diseño del proyecto. En paralelo, la Empresa comenzará a negociar la conexión a la red de la instalación y tratará de acelerar la obtención de los pertinentes permisos para su construcción.

 IBERDROLA adquirió en marzo de 2010, a la joint venture formada por DEE Deutsche Erneuerbare Energien GmbH (Deutsche Bank Group) y Ventotec GmbH (GHF-Group), el 100% de los derechos para construir este complejo eólico marino. En ese momento, la instalación ya tenía los permisos del Gobierno alemán para la instalación de aerogeneradores flotantes.

Tras un análisis exhaustivo del proyecto y el emplazamiento, la Compañía consideró más adecuado utilizar aerogeneradores de gran tamaño sobre estructuras fijas directamente ancladas al fondo marino. Esta solución se ajusta mejor no sólo a las condiciones específicas del Mar Báltico sino al desarrollo tecnológico previsto en el momento de la construcción de la instalación.

Una vez se consiga la autorización administrativa, IBERDROLA prevé presentar la planificación final de este proyecto offshore a principios de 2014, con el fin de iniciar la construcción del mismo en el año 2015 y lograr exportar a la red eléctrica los primeros kilovatios en 2016.

 Un reto tecnológico para IBERDROLA

El proyecto de Wikinger va a suponer un importante reto tecnológico para los equipos de ingenieros de IBERDROLA y para los suministradores de la Compañía, que propiciará, asimismo, la creación en este país de cientos de puestos de trabajo altamente cualificados.

IBERDROLA ha apostado por la promoción de la energía eólica marina como una de las bases de su crecimiento futuro y persigue liderar el desarrollo de esta tecnología, a la que considera como la segunda revolución de las energías renovables, como ya hizo con la energía eólica terrestre.

 Para lograr este objetivo, IBERDROLA cuenta con una Dirección de Negocio Offshore, con sede en Escocia, que impulsa la paulatina puesta en marcha de las instalaciones eólicas marinas de su cartera de proyectos, que ya suma más de 11.000 MW en todo el mundo.

Esta cartera está ubicada, especialmente, en el norte de Europa y tiene a Reino Unido, Alemania y Francia como países más destacados. Se trata uno de los retos más ambiciosos realizados por una empresa en energías renovables en la historia, que impulsará la economía de las áreas donde se desarrollen los parques y reactivará sectores en declive como el naval.

El primero de los proyectos que se pondrá en marcha será el de West Of Duddon Sands, desarrollado por IBERDROLA en Reino Unido junto a la compañía danesa Dong. Esta instalación, en cuya construcción trabajarán cerca de 500 personas, tendrá una potencia de 389 MW, por lo que será uno de los parques de estas características más grandes del mundo cuando entre en funcionamiento, previsiblemente el año que viene.

En cuanto a los proyectos a largo plazo de IBERDROLA en offshore, destaca el de East Anglia, que va a llevar a cabo en aguas inglesas junto a la empresa sueca Vattenfall y que será uno de los complejos eólicos marinos más importante del mundo, con una capacidad de 7.200 MW. La instalación, que podría obtener los primeros permisos este año y empezar a construirse en 2015, podría llegar a suministrar electricidad a cerca de cinco millones de hogares.

Además, la Empresa también desarrolla en Reino Unido el parque eólico de Argyll Array, una instalación cuya capacidad potencial oscila entre los 500 MW y los 1.800 MW.

Por último, el consorcio formado por IBERDROLA y la empresa francesa Eole-Res ha recibido recientemente del Gobierno galo la concesión de los derechos exclusivos para la construcción y operación del parque eólico marino de Saint-Brieuc, de 500 MW de capacidad.

IBERDROLA, cuyo negocio renovable ya se extiende por 23 países, es el líder mundial de este sector, tanto por potencia -con más de 14.000 MW de capacidad al cierre de marzo de 2012- como por producción eléctrica -más de 20.700 millones de kilovatios hora generados durante el pasado año-

[pollo]

Por si teniais alguna duda de la politica del bobierno

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Soria: ‘hay que alargar vida de las nucleares y explotar yacimientos de gas y petróleo’

En una jornada empresarial organizada en Bilbao por la Fundación Popular de Estudios vascos, Soria ha manifestado también que "si en algún lugar encontramos gas o petróleo

El ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, ha afirmado que en España "no podemos permitirnos algunos lujos", como infrautilizar fuentes de energía que están disponibles. Como ejemplo, ha apuntado que "si hay capacidad de producción eléctrica a través de centrales nucleares, de reactores nucleares que están activos y el Consejo de Seguridad Nuclear estima que la vida útil de un reactor en lugar de acabar dentro de dos años, puede acabar dentro de diez, no hacerlo es infrautilizar una parte de la potencia instalada que tenemos".

   En una jornada empresarial organizada en Bilbao por la Fundación Popular de Estudios vascos, Soria ha manifestado también que "si en algún lugar encontramos gas o petróleo, difícilmente podríamos permitirnos el lujo de renunciar a la explotación de esos hidrocarburos", porque estas explotaciones contribuirían a disminuir la vulnerabilidad de España en materia energética.

   En su intervención, el responsable de Industria ha aludido también a la necesidad de terminar con el déficit tarifario, estimado para el año 2012 en unos 5.500 millones de euros.

   Según ha indicado, el Gobierno esta preparando una serie de medidas que se plasmarán antes del mes de julio que tienen por finalidad aquilatar los costes y los ingresos para llegar a un equilibro y a un sistema impositivo a todo tipo de generación, de manera "homogénea, no discriminatoria, que permita tener una estructura de precios más competitiva".

No hay que desaprovechar las fuentes disponibles, y acto seguido, el imbécil de él, se pone a hablar de gas y nucleares. Qué ganas de que se hagan los europeos con el chiringo eléctrico y hagan algo con cirterios lógicos para variar. Con un poco de suerte mandan ATPC a los ex-presidentes con enchufe.

[Kaprak63]

Lo hemos repetido "cienes y cienes" de veces. Al final los que tendrán que terminar con el carajal, robo y desmesura del déficit tarifario tendrá que ser un estamento europeo.

http://www.energias-renovables.com/articulo/UE-imputa-costes-ocultos-a-Unesa

La UE imputa "costes ocultos" y "compensaciones excesivas" a Unesa
Antonio Barrero F. Jueves, 14 de junio de 2012


La Comisión Europea (CE) acaba de publicar su "Evaluación del programa nacional de reforma y del programa de estabilidad de España para 2012", un documento que efectivamente evalúa las reformas emprendidas por Mariano Rajoy desde su llegada al poder y que, lógicamente, también repasa las medidas que, en materia de política energética, ha ido alumbrando el ejecutivo español. En ese documento, la CE no considera responsables del déficit de tarifa a las energías renovables y sí señala, sin embargo, "costes ocultos" en la tarifa y asimismo "compensaciones excesivas" que estarían beneficiando a las grandes eléctricas y engordando artificialmente el déficit tarifario.
La UE imputa "costes ocultos" y "compensaciones excesivas" a Unesa

Seguramente es posible decirlo más alto, pero va a ser difícil decirlo más claro. La Comisión Europea acaba de hacer pública su "Evaluación..." de las reformas que ha emprendido el Gobierno Rajoy y, en lo que se refiere a energía, el veredicto está muy claro: "la suspensión de las ayudas a las energías renovables desalienta la inversión en el sector y hará difícil que España alcance sus objetivos energéticos y climáticos en el marco de la Estrategia Europa 2020". Más aún: la Comisión apunta a que, con una menor proporción de energías renovables, la dependencia de España de la energía importada crecerá por encima de la tasa actual, que se sitúa en el 79%, valor que es ya muy superior a la media de la UE, que está en el 54%. La trascendencia de ese incremento de la dependencia está fuera de toda duda: España importó en 2011 petróleo y gas (en la imagen, buque metanero) por valor de más de 53.000 millones de euros.

La Comisión también critica con nitidez las trabas burocráticas que padecen las renovables españolas y propone simplificar "los complejos procedimientos de autorización y planificación" y suprimir "otros obstáculos al desarrollo de las energías renovables", todo lo cual –considera la CE– puede "contribuir a reducir el coste de estas energías" (sobre el particular, véase el informe PV Legal). Pero la evaluación de la CE no se limita a las energías renovables, sino que también aborda las convencionales y, ahí, las conclusiones son muy distintas. Hasta el punto de que el documento de la Comisión se muestra particularmente duro cuando habla de los "costes ocultos" del sistema eléctrico, que asegura se derivan "del apoyo a ciertas actividades reguladas", actividades que la CE cita explícitamente. A saber: las "subvenciones ineficientes y perjudiciales para el medio ambiente concedidas a las minas de carbón", en primer lugar, y, en segundo, la "rentabilidad del transporte y la distribución en función del valor neto de los activos utilizados".

No deja títere con cabeza
A la luz de lo susodicho, la "Evaluación..." concluye que el sistema de tarificación de la electricidad en España es "ineficiente y presenta un nivel de competencia insuficiente". La Comisión señala que esa competencia insuficiente en el sector energético "ha contribuido, al menos en parte, a la constitución del déficit tarifario, al favorecer una compensación excesiva de algunas infraestructuras, tales como centrales nucleares y grandes centrales hidroeléctricas, ya amortizadas, o al mantener la concesión de subvenciones ineficientes y perjudiciales para el medio ambiente a las minas de carbón". Para colmo, apunta la CE, "estas medidas no se han traducido en menores precios". Y un apunte para contextualizar: las propietarias de la inmensa mayoría de las centrales térmicas que queman carbón en nuestro país, de las grandes presas hidroeléctricas y de todas las centrales nucleares de España son Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, E.On y EDP, compañías eléctricas todas integrantes únicas de la Asociación Española de la Industria Eléctrica, la gran patronal Unesa).

Cómo define el déficit la CE
En su "Evaluación...", la Comisión explica el déficit de tarifa del siguiente modo: "España ha limitado tradicionalmente los precios finales de la electricidad para una serie de grupos de consumidores en el marco de un sistema de tarifas reguladas. Las tarifas no siempre cubren los costes, lo que implica que el sistema genera un déficit tarifario a expensas de la empresa suministradora del servicio. Dado que los costes de generación y los costes regulados (por ejemplo, costes de transporte y distribución) aumentan más deprisa que las tarifas, el déficit ha aumentado significativamente en los últimos años, habiendo alcanzado un importe acumulado de 24.000 millones de euros (equivalentes a más del 2% del PIB)". Sobre los costes del sistema, vénase páginas seis y siete del Informe sobre el Sector Energético Español de la Comisión Nacional de Energía.

La explicación de la CE continúa así: "dos terceras partes de este importe (aproximadamente 17.000 millones de euros) están garantizadas por el gobierno, lo que ha permitido a las empresas suministradoras su cobertura. En 2009, el gobierno revisó íntegramente el sistema de tarificación con el fin de garantizar que los precios de la electricidad cubrieran todos los costes. Sin embargo, se siguió permitiendo a los hogares de bajo consumo, que representaban el 83% de los consumidores, disfrutar de precios de la electricidad que no reflejaban todos los costes del sistema (entre los elementos integrantes de los costes totales se incluye la producción, el transporte y la distribución de electricidad y diversas medidas de política energética), mediante la aplicación de la tarifa de último recurso (hogares con una capacidad de consumo limitada a 10 kW). Como consecuencia de ello, el déficit tarifario siguió acumulándose".

Qué es la Tarifa de Último Recurso, TUR
El uno de julio de 2009 entró en vigor un nuevo sistema de tarifas eléctricas en el que coexisten, por un lado, el mercado libre, y por otro, una tarifa fijada por el gobierno: la denominada Tarifa de Último Recurso. La TUR es el precio regulado por el gobierno para el suministro obligatorio a los clientes que no quieren o no pueden buscar otras ofertas en el mercado. Según el gobierno, la TUR "se configura como una tarifa refugio y está reservada para los consumidores que tienen una potencia contratada inferior a 10 kW, segmento en el que se encuentran prácticamente todos los consumidores domésticos". El ejecutivo eligió cinco empresas, denominadas comercializadoras de último recurso, para dar servicio a los clientes con derecho a la TUR. Esas cinco empresas son filiales de las mismas que integran Unesa. A saber: Endesa Energía XXI, Iberdrola Comercialización de Último Recurso, Gas Natural, HC-Naturgás Comercializadora Último Recurso y E.ON Comercializadora de Último Recurso.

[Kaprak63]

http://www.evwind.com/noticias.php?id_not=13510

Países del Golfo Pérsico se vuelcan en la energía solar
14 de junio de 2012

La cuna del petróleo mira hacia las energías renovables, como la eólica, la termosolar y la fotovoltaica. Abengoa construye una gran termosolar en Abu Dhabi.

Después de haber quemado combustibles fósiles durante demasiado tiempo para construir sus ciudades en el desierto, diversos países petroleros y gasíferos del Golfo Pérsico empiezan a volver sus ojos hacia la energía solar.

Arabia Saudí, Catar y los Emiratos Árabes Unidos ya revelaron ambiciosos proyectos de utilización de la energía solar. En tanto, se organizan partidos internacionales sobre el tema, e institutos de investigaciones y empresas especializadas empiezan a llenar los espacios en los negocios.

Tal vez lo más simbólico es que distintas autoridades empiezan a mostrar la toma de conciencia sobre la importancia que esta energía renovable obtendrá en el mañana.

Para Adnan Amin, director del Instituto Internacional para las Energías Renovables (Irena), en Abu Dahbi, el provecho puede ser así mismo de dinero.

Los países petroleros del Golfo están sin embargo atrasados con conexión al resto del planeta en materia de salvaguardia ambiental y en procedimientos a energías limpias, aunque ya se tornó evidente una tendencia a la transformación.

Así, el Golfo podría transformarse en la región donde “las inversiones en las energías renovables avanzan más rápidamente”, aseveró Amin, quien justifica así la decisión de instalar la base del instituto Irena en los Emiratos Árabes Unidos, tercer país en volumen de emisiones de CO2 por habitante.

Los Emiratos ya se ven como un país prudente de la “economía de energía”, y que desea “invertir pesadamente y anticipar en el área de energías renovables”.

El orgullo de los Emiratos es la ciudad Masdar City, concebida para tener la huella ecológica más disminuida factible, con sus vehículos eléctricos, su iluminación pública y el viento acondicionado agigantados por una central solar de 10 megavatios.

Aún en su fase inicial, la ciudad escasamente se establece de unos pocos edificios y del Instituto Masdar, un programa de investigaciones de nivel universitario sobre energías limpias.

Los edificios son concebidos para dejar ingresar el sol aunque luchar el calor. La temperatura entre los edificios es inferior en 10 a 15 grados con conexión a las de Abu Dahbi, a pocos kilómetros de allí.

“De la arquitectura a la gestión de residuos, estos aspectos se convirtieron en una realidad para la ciudad del mañana”, habló el director del instituto Masdar, Bader Lamki.

De acuerdo con Lamki, las recientes normas de construcción de Abu Dahbi y Dubai exigen poco de uso de energía.

Masdar está al borde de finalizar una de las mayores centrales de energía termosolar del planeta al sur de Abu Dahbi. Shams 1, un proyecto conjunto con la española Abengoa Solar y la francesa Total, y debería estar lista hasta el fin del presente año.

La termosolar Shams 1 llena un área de 2,5 kilómetros cuadrados y tendrá una potencial de 100 megavatios, y según Lamki disminuirá en alrededor de 175.000 toneladas las emisiones de CO2 cada año. “Es como retirar de circulación 15.000 automóviles, o plantar 1,5 millón de árboles”, habló.

[Kaprak63]

http://www.energiadiario.com/publicacion/spip.php?article20850

"El problema de los ciclos combinados no es su exceso de instalación, sino que su grado de utilización ha bajado un 40%"

El presidente de la Asociación Española del Gas (Sedigas), Antoni Peris, charla con ENERGÍA DIARIO para analizar las distintas problemáticas del sector gasista español. Con él abordamos cuestiones regulatorias, la aparición del déficit tarifario del gas y la sobreinversión en instalaciones de transporte y almacenamiento.

REDACCIÓN ENERGÍA DIARIO    MADRID  13 · 06 · 2012
 
ENERGÍA DIARIO.: Recientemente, durante la reunión anual del sector gasita, usted abogó por el desarrollo de un marco regulatorio estable, ¿con qué objetivo y qué es lo que reclama al Gobierno en este sentido?

ANTONI PERIS.: Desde nuestro punto de vista, el sector gasista tiene un sistema de funcionamiento que se ha ido manteniendo en el tiempo con los ajustes regulatorios lógicos. Por lo tanto, lo que pedimos es que, en este momento complejo para el sector energético, un sistema como el gasista, que ha funcionado razonablemente bien a lo largo de los últimos años, no se vea alterado en sus principios básicos por las medidas que tome el Gobierno, si bien es verdad que hay puntos que hay que revisar y tenemos que ver cómo se llevan a cabo ciertos ajustes.

Cuando el sector reclama estabilidad, no está pidiendo continuidad. Lo que queremos, fundamentalmente, es predictibilidad y que se tenga en cuenta que este es un sector que durante los últimos diez años ha hecho un esfuerzo de inversión muy importante a largo plazo. Dentro de lo razonable, nosotros asumimos los riesgos, pero entendemos que las decisiones gubernamentales no pueden alterar los criterios con los que se han llevado a cabo decisiones de tipo económico en el pasado.

Por este motivo, lo que estamos reivindicando es que cuando haya cambios regulatorios se tengan en cuenta los impactos que estos tienen en todas las tramas de la actividad energética y que, en nuestro caso, ha desembocado en un problema coyuntural de déficit que se espera resolver a corto o medio plazo con las medidas aprobadas por el Gobierno el pasado mes de marzo y que deseamos que pongan fin a este problema para lograr un sistema de ingresos y gastos equilibrado.

E.D.: ¿Cuáles son los orígenes de este reciente déficit tarifario en el sector gasista y a qué se debe su existencia?

A.P.: Para el sector gasista, este déficit no es estructural, puesto que entendemos que se debe a una situación coyuntural y viene derivado de tres componentes.

El primero es consustancial y viene intrínseco con la fórmula de evolución de los peajes que, en el sistema gasista, tiene siempre en cuenta una previsión "ex ante" del número de clientes y ventas que habrá el año siguiente, por lo que se genera un desajuste que puede llevar a un déficit o a un superávit.

El segundo de ellos, es la reducción del hueco térmico, debido a una entrada importante de renovables y por las subvenciones al carbón nacional, y que ha provocado una reducción importante de las ventas por generación eléctrica en el mercado doméstico (que es el que más aporta a los ingresos del sistema) desde el año 2008.

Por último, no hay que olvidar la crisis económica que estamos padeciendo y que el 2011 fue un año especialmente cálido, por lo que las previsiones de ventas no alcanzaron los objetivos marcados.

E.D.: ¿En qué modo se ha visto afectado el sector del gas tras la medidas adoptadas por el Gobierno el pasado 30 de marzo?

A.P.: El sistema gasista español está integrado en el sistema energético y vinculado directamente al sistema eléctrico. Esta cercanía hace que las medidas que se están tomando para atajar el déficit de tarifa del sector eléctrico afecten a nuestro sector, a la vez que repercuten en el denominado hueco térmico.

Desde 2008, año que supuso el pico de nuestro sector en España, los ciclos combinados han bajado su demanda hasta en un 40%, que a todas luces es una cifra de consumo que está alejada del impacto de la crisis económica y que está íntimamente ligada a la producción del hueco térmico, es decir, al espacio que tienen los ciclos para actuar.

El Gobierno, con las medidas que aprobó antes de Semana Santa, lo que hizo fue detener los proyectos de transporte básico y secundario y aumentar la vida útil de los almacenamientos subterráneos, con lo que puso en revisión todo el plan de infraestructuras aprobado en años anteriores.

Además, el Ejecutivo amplió los plazos de amortización de este tipo de instalaciones con lo cual, cuando se tengan que pagar, el impacto será menor que el que había ahora, lo que reduce a futuro la tensión para el pago. De esta manera, el cobro del proyecto se realiza al año siguiente de haber puesto en servicio la instalación, mientras que ahora se hacía en el mismo año.

Se trata, por el momento, de medidas paliativas y que harán que esta tensión que teníamos se relaje y que para el periodo 2012-2013 no tengamos mayores problemas.

E.D.: ¿Existe un proceso de sobreinversión respecto a las instalaciones de transporte y almacenamiento gasista? ¿Qué tipo de soluciones ve para solventar este problema?

A.P.: No podemos decir que haya un proceso de sobredimensionamiento, ni mucho menos, porque la demanda de potencia instalada que hay en España es la del año 2008 incrementada. Lo que está ocurriendo es que los ciclos combinados funcionan un 40% menos, es decir, casi la mitad de las horas de su funcionamiento programado. Cuando lo miras con referencias medias o totales anuales, vemos que su utilización si que ha bajado y eso afecta a los ingresos, pero cuando lo miras en un día de anticiclón, toda la demanda de generación a ciclos combinados tiene que estar disponible y funcionando a pleno rendimiento por decisiones de política energética y de seguridad de suministro. Por tanto, lo que les está pasando a estas instalaciones no es un problema de exceso de instalación, sino que el grado de uso de la central ha bajado, que son dos cosas distintas.

Nosotros estamos dimensionados para que el día que los ciclos combinados funcionen a pleno rendimiento, y hay días que lo hacen al 90% de su capacidad, el sistema les pueda entregar el gas. Lo que pasa es que ahora los días que están funcionando así se han reducido a la mitad de lo que venían funcionando en su origen. Por lo tanto, tenemos un problema de cómo compensar esas menores horas de funcionamiento con otro tipo de consumos que hagan que estas menos horas de funcionamiento no produzcan tanto impacto al sector.

Lo que hay que hacer ahora es encontrar soluciones para esta demanda sobrante, porque está claro que las energías renovables están para quedarse. Otra cosa distinta es la situación del carbón, que viene derivado de un incentivo económico del Gobierno y, por lo tanto, en cuanto ese incentivo se mantenga, se elimine o se modifique, cambiará su forma de participación en la generación eléctrica. Desde luego, cualquier medida que tienda a ir reduciendo el subsidio al carbón nacional, incrementará el hueco térmico y la participación de la generación eléctrica a gas en el sistema, tanto en infraestructuras como en ingresos.

De hecho, la potencia instalada en ciclos combinados está rozando la horquilla que se realizó para la planificación 2005-2011, que contemplaba un mínimo de 26.000 MW y estamos en la actualidad en los 25.000 MW (el plan de 2008-2016 pedía un mínimo de 30.000 MW-35.000 MW).

E.D.: ¿Qué papel desempeña la puesta en marcha de las infraestructuras de transporte y almacenamiento en la generación del déficit gasista? ¿Cómo afecta al sector la suspensión en el desarrollo de estas infraestructuras?

A.P.: Para este año 2012 estaba previsto que entraran en funcionamiento una serie de infraestructuras de transporte, así como infraestructuras básicas como la planta de regasificación de El Musel en Gijón (Asturias) y el inicio y puesta en operación del almacenamiento subterráneo de gas de Castor en Vinaroz (Castellón).

El problema de estas infraestructuras es que se planificaron con mucha antelación para que estuvieran disponibles cuando el sistema prevé que serán necesarias, por lo que podemos afirmar que no hay unas medidas estructurales que marcan que cada año entren en funcionamiento infraestructuras de este tipo.

Lo que ha ocurrido con las últimas infraestructuras, proyectadas hace más de seis años, es que se planificaron en un momento en el que nadie contemplaba una crisis económica como la que estamos viviendo. Entonces nadie imaginaba que aquellos proyectos iban a ponerse en marcha en pleno valle de la crisis, ni era previsible lo que ha ocurrido con el desarrollo de las renovables, que han tenido un incremento muy fuerte en estos tres últimos años, tanto es así que hemos llegado a los niveles que se nos exigía en 2020 con diez años de adelanto, con el impacto que esto está teniendo en el resto de sectores energéticos.

En este sentido, las medidas aprobadas por el Gobierno han sido paliativas dado que el déficit del sistema gasista es un problema que no crece cada año, y no está previsto que de aquí a 2015 vayan a entrar en funcionamiento más infraestructuras. Se trata de una situación muy particular.

En resumen, este desajuste del que venimos hablando se produjo cuando se sumaron la demanda y la oferta de las infraestructuras y se juntaron varias circunstancias. Por un lado, había que recuperar parte de lo que se había previsto en el año anterior y no se había producido vía ventas y, por el otro, había que absorber el efecto continuado del hueco térmico que cada año produce menos para generación eléctrica, porque cada año entran en funcionamiento más instalaciones de renovables. A todo esto añadimos la oferta de infraestructuras para 2012 que iba a suponer un incremento sustancial para el sector.

E.D.: ¿Cuál es la situación actual de la planta regasificadora de El Musel y del almacenamiento subterráneo Castor tras la entrada en vigor de las últimas normas gubernamentales?

A.P.: Por el momento, la planta de El Musel no entrará en funcionamiento, aunque se mantendrá en situación de operación mínima, cubriendo los gastos financieros y operativos, para garantizar que las instalaciones continúen en buen estado de funcionamiento, con el objetivo de que la planta esté en condiciones de operar el día que sea necesario.

Obviamente, la decisión del Gobierno provocó que no se incluyera en las tarifas el pago por la inversión efectuada con las inversiones previstas. A pesar de ello, el Ejecutivo reconoció a los inversores unas compensaciones por los costes financieros de la planta de Gijón.

En cuanto al almacenamiento de gas de Castor, el retraso de un año en su amortización, hará que el impacto de su instalación no llegue hasta el año que viene.

E.D.: ¿Qué diferencias hay entre el déficit eléctrico y el gasista?

A.P.: Nuestro déficit se debe fundamentalmente a que la curva entre la oferta de infraestructuras y la demanda se ha cruzado por debajo de donde era previsible, como decía anteriormente, a mi juicio es coyuntural. Sin embargo, el sector del gas no tiene el condicionante que tiene el sector eléctrico en el que cada mes están entrando en funcionamiento nuevas instalaciones de renovables, aunque ahora eso se ha frenado con la moratoria aprobada por el Ejecutivo el pasado mes de enero.

En nuestro caso, no estamos incrementando el déficit del sector gasista. Nuestro déficit está muy acotado y muy definido y el Gobierno está trabajando para que las medidas lo encapsulen y que, a largo plazo, no generen ningún efecto perjudicial al sistema económico gasista, que es algo que ni lo quiere el Gobierno ni lo quiere el sector.

Nacido en Barcelona (1956), Peris es ingeniero industrial por la Universidad Politécnica de Barcelona y PADE por el IESE. Se incorporó al Grupo Gas Natural Fenosa en 1984, ejerciendo cargos de responsabilidad en diferentes áreas de Catalana de Gas, hasta que en 1992 se trasladó a Argentina como director técnico de Gas Natural BAN, donde más tarde se hizo responsable de la Dirección General. Posteriormente fue nombrado country manager en las compañías del Grupo en Colombia y Argentina, y en 2005 volvió a España para ocupar la dirección general de Transporte y Distribución en España. Desde 2006 era director general de Negocio Regulado de la compañía. En 2007 fue nombrado presidente de la Asociación Española del Gas, Sedigas.

[TEOTWAIKI]

http://www.energiadiario.com/publicacion/spip.php?article20850

"El problema de los ciclos combinados no es su exceso de instalación, sino que su grado de utilización ha bajado un 40%"

El presidente de la Asociación Española del Gas (Sedigas), Antoni Peris, charla con ENERGÍA DIARIO para analizar las distintas problemáticas del sector gas.

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Más tonto y no nace... oh wait, que lo que es es demasiado listo el menda...

[R.H.N]

Las empresas andaluzas de energías renovables crean casi 45.000 empleos en 2011

http://www.ecoticias.com/energias-renovables/66935/noticias-de-energias-renovables-verdes-limpias-alternativas-sostenibles-sustentables-eolica-geotermica-solar-termosolar-solar-de-concentracion-medio-medio-ambiente-medioambiente-medioambiental

La actividad en este sector está suponiendo, según una nota de la Administración andaluza, un "importante y positivo" impacto socioeconómico en Andalucía

El desarrollo de las energías renovables ha generado en Andalucía un total de 44.259 puestos de trabajo, entre directos e indirectos, durante el año 2011, según datos de la Agencia Andaluza de la Energía, dependiente de la Consejería de Economía, Innovación, Ciencia y Empleo.

   La actividad en este sector está suponiendo, según una nota de la Administración andaluza, un "importante y positivo" impacto socioeconómico en Andalucía, medido fundamentalmente a través del aumento del empleo y de la actividad económica de los sectores productivos andaluces. 

   En concreto, durante el pasado ejercicio se crearon en la Comunidad Autónoma un total de 16.263 empleos directos asociados al sector de las energías renovables. En ellos, se engloba la producción de biocombustibles y pellets; logística, fabricación de componentes y equipos (aerogeneradores, palas, captadores solares, montaje y fabricación de estructuras, pilas de combustible, calderas de biomasa, gasificadores, etc); promotores de plantas de generación eléctrica; así como la construcción, operación y mantenimiento de las plantas e instalaciones de generación eléctrica y térmicas (climatización y agua caliente sanitaria con energía solar y biomasa).

   El subsector de construcción, operación y mantenimiento de plantas es donde se ha generado más empleo, con 8.526 puestos de trabajo en la parte eléctrica y 2.467 en usos térmicos. Le sigue el de fabricantes de equipos, con 2.301 empleos.

   Aunque la industria de las energías renovables es un sector amplio y variado donde es difícil determinar el número total de empresas, la Agencia Andaluza de la Energía contabiliza unas 1.300 firmas.

   En el ámbito de la logística de la biomasa y los pellets, que en 2011 generó un total de 961 empleos, destacan Jaén, Córdoba y Granada, en las que abunda la biomasa y resultan idóneas para la fabricación de pellet, siendo líder la primera con cuatro empresas. En producción de biocarburantes, que dio lugar a la creación de 278 empleos el pasado año, Huelva cuenta con tres empresas, seguida de Almería, Cádiz, Jaén y Sevilla,  con 2 firmas en cada provincia. 
CASI 28.000 EMPLEOS INDIRECTOS

   Si a los empleos directos se suma el empleo indirecto asociado al sector de las energías limpias, 27.996 empleos, en 2011 se crearon un total de 44.259 puestos de trabajo, siendo la construcción, operación y mantenimiento de plantas de instalaciones de generación eléctrica el que concentra un mayor número (23.203 empleos).

   Le sigue con gran diferencia la construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones del subsector de usos térmicos (6.714) y el de fabricantes de componentes y equipos (6.262).

   La Agencia Andaluza de la Energía estima que en el periodo que abarca el Plan Andaluz de Sostenibilidad Energética 2007-2013 (Pasener), y gracias al cumplimiento de los objetivos en él reflejados, las energías renovables generarán desarrollo económico y 110.356 puestos de trabajo en Andalucía, 62.394 de ellos empleos directos de la fase de construcción de las plantas y parques. El resto será empleo estable correspondiente a las labores de operación y mantenimiento de las plantas de generación de energía, y al empleo indirecto asociado a su funcionamiento.

   De las energías renovables se espera que en el año 2020 aporten en Europa el 20 por ciento en el consumo final bruto. Alcanzar un mayor aporte de las fuentes limpias en Andalucía está generando un elevado desarrollo tecnológico que, hasta el momento, ha sido acometido conjuntamente por empresas y administraciones.

   Dentro de los usos de las energías renovables, la producción de energía eléctrica (mediante tecnología fotovoltaica, eólica, termosolar, hidráulica y a través de biogás y biomasa) permitirá en Andalucía lograr para el año 2013 una producción de energía eléctrica acorde al objetivo existente en el Pasener (el 32,2% del consumo neto de energía eléctrica de los andaluces), lo que repercutirá en unos efectos positivos sobre la economía y el medio ambiente andaluz.

[Lego]

suena bien, pero -maldita sea- yo ya no me creo ni una sola cifra de esta gentuza. Ni en Andalucía no de ninguna otra CA, ni nacional... ya no me creo nada a priori.  Y cuanto mejor suena, más escéptico soy. Eso es loque han conseguido. Que se mueran ya.

[Kaprak63]

http://www.energias-renovables.com/articulo/espana-consume-un-escaso-7-de-su

España consume un escaso 7% de su capacidad de producción de pélets

ER Viernes, 15 de junio de 2012

Las plantas españolas de pélets funcionan a un 30% de su capacidad de producción debido, principalmente, a la escasa demanda interna. Si se suman todas las fábricas (incluso las cerradas, pero no desmanteladas) dicha capacidad supera las 800.000 t/año, mientras la producción ronda las 240.000 t/año. De esta última cantidad, en España, con cifras de 2010, se consumen solo 60.000 t/año (25% de lo que produce y 7,5% de la capacidad), y el resto se exporta principalmente a Italia, además de Portugal, Irlanda, Reino Unido, Francia, Bélgica y Suecia.

Una información de la versión española de la revista Bioenergy International refleja lo que aún queda por desarrollar en el mercado interno de pélets. Mientras el número de plantas se consolida, e incluso sube, y la calidad de los biocombustibles refuerza a la industria (ya hay cinco empresas certificadas con ENplus), el consumo interno se mantiene bajo mínimos. En la actualidad, sumando las grandes plantas (10.000 t/año) en activo, las cerradas pero no desmanteladas y las pequeñas (4.000 t/año) ligadas a aserraderos y carpinterías se alcanza una capacidad de producción de 800.000 t/año.

La media de producción real, según información extraída de las propias empresas, no supera el 30% de esa capacidad, unas 240.000 t/año, y de estas, solo el 25% (60.000 t/año) se dirigen al mercado interno. En Bioenergy International reconocen que es difícil estimar el consumo actual de pélets de madera en España, ya que no hay cifras oficiales y los productores son reacios a hacer público este tipo de información. Sin embargo, aportan el último dato (2010) de la Asociación de Productores de Pellets de Madera del Estado Español (Apropellets), que cuantificó este consumo en las 60.000 t/año mencionadas. Otras fuentes, como Propellets Austria o la base de datos europea Pellets@las lo situaban en 95.000 t en 2010.

Italia absorbe el 60% de las exportaciones
Aún con la corrección de todas las toneladas a restar a esas 800.000 correspondientes a las nuevas plantas puestas en funcionamiento entre 2011 y 2012, resulta evidente que el destino principal de la producción española es la exportación. Los pélets domésticos se dirigen a Portugal, Irlanda, Reino Unido, Francia e Italia. Este último es el principal destino, ya que se lleva el 60% de toda la exportación. En cuanto al pélet industrial, los clientes se encuentran principalmente en el Reino Unido, Bélgica y Suecia.

Por último, la publicación reafirma la buena relación calidad precio de este biocombustible. El precio del pélet español se mantuvo en el mismo nivel durante los últimos cuatro años. La bolsa de 15 kg tiene un coste medio de 4,10 euros para pélets con alguna garantía de calidad. Recuerdan que “un palé cargado con 70 o 75 sacos de 15 kg cuesta alrededor de 245 euros, por lo que comprando en este formato se puede abaratar el coste de la bolsa hasta en un 8%. Cuando la calidad no está garantizada y/o el pellet no es certificado el precio suele ser inferior”. Por último, se señala que los pellets producidos en España son generalmente de buena calidad, con un contenido energético superior a los 16,5 MJ/kg y de cenizas inferior al 0,5%, “pero sería deseable mejorar algunos aspectos físicos tales como la durabilidad y el contenido de finos”.

[Kaprak63]

http://www.energias-renovables.com/articulo/el-coste-de-la-eolica-marina-podria

El coste de la eólica marina podría reducirse en un 30% de aquí a 2020
Mike McGovernViernes, 15 de junio de 2012

Esa es la principal conclusión de dos informes británicos que acaban de ver la luz. El primero ha sido encargado por el gobierno de las islas; el segundo, por el Crown Estate, empresa de la Casa Real británica propietaria del lecho marino nacional.

El primero de los informes, que el Departamento de Cambio Climático del gobierno británico (DECC) encargó al Offshore Wind Reduction Task Force, señala que, en 2020, se podría llegar a un coste de cien libras por megavatio hora eólico marino generado "con la ayuda de la tecnología y la innovación". DECC afirma que ese coste (100 libras/MWh ó 124 euros/MWh) supone una rebaja de cuarenta libras con respecto al coste actual (140 libras/MWh), todo lo cual se traduciría en un ahorro de 3.000 millones de libras al año si el mercado cumple con el objetivo de conseguir dieciocho gigavatios (18.000 MW) eólicos marinos de aquí al año 2020.

No obstante, para lograr la reducción señalada, es necesario poner a disposición de los tecnólogos más emplazamientos de demostración, según afirma Phil De Villiers, jefe del programa semi-publico Acelerador de la Eólica Marina. De Villiers explica que, según un estudio del Crown Estate, habrá demanda de treinta posiciones en las costas del país con fines de demostración y experimentación, aunque solo está previsto de momento poner diez posiciones a disposición del sector hasta aquel año. Para resolver temas como el que plantea De Villiers, el Task Force (Fuerza de Choque) recomienda la creación de una comisión formada por la industria y el gobierno para atajar las 28 acciones que plantea como claves de conseguir una reducción del coste.

La confianza de los inversores
Por su parte, el Crown Estate señala que la realización de las acciones adecuadas brindará a Reino Unido el premio de una "industria líder" a escala global que movilizará inversiones y creará empleo a escala local. Además, hará que la eólica marina sea "competitiva" con las tecnologías fósiles y asimismo con la nuclear, con la que compite en la división de las tecnologías que no emiten gases de efecto invernadero. A diferencia del gobierno español, que ha paralizado el sector eólico nacional, el Crown Estate hace hincapié en la necesidad de un crecimiento constante y predecible para crear confianza entre los inversores.

En el estudio del Crown Estate han participado cien empresas y organizaciones durante un periodo de nueve meses. En su conjunto, los participantes identificaron tres caminos clave hacia la reducción de coste: las mejoras tecnológicas; el crecimiento de la cadena de suministros; y una reducción en los costes de financiación. También se ve necesaria una mayor competencia en los mercados de suministro de aerogeneradores, componentes, materiales y servicios; el desarrollo de máquinas con mayores tasas de rendimiento; y la optimización del proceso de cimentación en aguas profundas.

[R.H.N]

Las instalaciones solares alemanas se desplazarán de los parques solares a los tejados

http://generatuenergia.com/2012/06/16/las-instalaciones-solares-sobre-cubierta-en-alemania-desplazan-a-los-parques-solares/?utm_source=rss&utm_medium=rss&utm_campaign=las-instalaciones-solares-sobre-cubierta-en-alemania-desplazan-a-los-parques-solares

Aumentan las oportunidades de negocio para los instaladores y empresarios del sector solar, ya que las instalaciones para el autoconsumo empiezan a incrementarse en toda Europa.

Según un reciente estudio de la consultora McKinsey, hay datos que muestran que Europa está preparada para dominar el segmento de instalaciones solares para consumo propio, con un incremento en las instalaciones domésticas que alcanzará los 150 GWp de aquí al 2020, y que más de la mitad de la capacidad instalada en energía solar a nivel mundial podría estar destinada al autoconsumo, para finales de la presente década.

Alemania es el líder mundial en instalaciones solares en estos momentos, con una potencia que alcanza una tercera parte de toda la energía solar instalada en el mundo. La industria solar del país está muy bien posicionada para la siguiente fase de crecimiento, de acuerdo con los expertos del German Trade & Invest y las conclusiones que han dado a conocer en la reciente feria Intersolar Europa 2012 que se ha desarrollado entre el 13 y el 15 de Junio en Munich (Alemania)

“Las empresas que sobrevivan a la actual ola de consolidación experimentarán un futuro brillante. Especialmente en el sector de las instalaciones sobre cubiertas y los modelos posteriores de negocio que esperamos impulsen la industria solar”, según comentó Tobías Rothacher, experto en energía solar de German Trade & Invest, en Berlín.

La industria solar mundial está experimentando fuertes convulsiones ya que los precios y los márgenes continúan cayendo. Al mismo tiempo, la demanda es posible que aumente en otros 400 a 600 GWp de potencia fotovoltaica en todo el mundo de aquí al 2020, según el informe “La energía solar: oscuridad antes del amanecer” de McKinsey, especialmente en el segmento de negocio enfocado al cliente de autoconsumo, donde se crearán oportunidades para empresas innovadoras que sepan ofrecer al cliente final instalaciones completas y paquetes de servicios llave en mano.

“Alemania lleva apoyando el autoconsumo en energía solar desde hace años. La paridad de red, próxima a llegar, iniciará una nueva era de oportunidades de negocio. Esperamos que los alemanes sigan situados en la parte superior del sector solar, incorporando novedades y desarrollos que impulsen la industria del país”, comentó Rothacher.

Nosotros esperamos que esto ocurra en todas partes del mundo, en todos los países, aunque está claro que alguien tiene que ser el primero, y si estos son los alemanes pues perfecto, ya que llevan mucho tiempo apostando por ello, por las energías renovables y se lo merecen. Esperamos ir tomando ejemplo de ellos.

 

[Kaprak63]

Las instalaciones solares alemanas se desplazarán de los parques solares a los tejados

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Aumentan las oportunidades de negocio para los instaladores y empresarios del sector solar, ya que las instalaciones para el autoconsumo empiezan a incrementarse en toda Europa.

Según un reciente estudio de la consultora McKinsey, hay datos que muestran que Europa está preparada para dominar el segmento de instalaciones solares para consumo propio, con un incremento en las instalaciones domésticas que alcanzará los 150 GWp de aquí al 2020, y que más de la mitad de la capacidad instalada en energía solar a nivel mundial podría estar destinada al autoconsumo, para finales de la presente década.

Alemania es el líder mundial en instalaciones solares en estos momentos, con una potencia que alcanza una tercera parte de toda la energía solar instalada en el mundo. La industria solar del país está muy bien posicionada para la siguiente fase de crecimiento, de acuerdo con los expertos del German Trade & Invest y las conclusiones que han dado a conocer en la reciente feria Intersolar Europa 2012 que se ha desarrollado entre el 13 y el 15 de Junio en Munich (Alemania)

“Las empresas que sobrevivan a la actual ola de consolidación experimentarán un futuro brillante. Especialmente en el sector de las instalaciones sobre cubiertas y los modelos posteriores de negocio que esperamos impulsen la industria solar”, según comentó Tobías Rothacher, experto en energía solar de German Trade & Invest, en Berlín.

La industria solar mundial está experimentando fuertes convulsiones ya que los precios y los márgenes continúan cayendo. Al mismo tiempo, la demanda es posible que aumente en otros 400 a 600 GWp de potencia fotovoltaica en todo el mundo de aquí al 2020, según el informe “La energía solar: oscuridad antes del amanecer” de McKinsey, especialmente en el segmento de negocio enfocado al cliente de autoconsumo, donde se crearán oportunidades para empresas innovadoras que sepan ofrecer al cliente final instalaciones completas y paquetes de servicios llave en mano.

“Alemania lleva apoyando el autoconsumo en energía solar desde hace años. La paridad de red, próxima a llegar, iniciará una nueva era de oportunidades de negocio. Esperamos que los alemanes sigan situados en la parte superior del sector solar, incorporando novedades y desarrollos que impulsen la industria del país”, comentó Rothacher.

Nosotros esperamos que esto ocurra en todas partes del mundo, en todos los países, aunque está claro que alguien tiene que ser el primero, y si estos son los alemanes pues perfecto, ya que llevan mucho tiempo apostando por ello, por las energías renovables y se lo merecen. Esperamos ir tomando ejemplo de ellos.

 

Esta noticia es excelente. Significa sencillamente que la transición energética en países desarrollados, con un marco legislativo estable y con una voluntad política que está a favor de la ciudadanía y por encima de los intereses de los oligopolios energéticos, es posible.

600 GWp de aquí a 2020 es una auténtica revolución.

Ahora sólo cabe esperar que se pueda combinar esta independencia energética con el almacenamiento en vehículos eléctricos particulares y entonces si que se podría hablar de una verdadera democratización del sistema de generación y distribución.

Hoy debo estar en modo OPTIMISTA ON.

S2.