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El autoconsumo es el futuro energético
http://www.nuevomodeloenergetico.org/pgs2/index.php?cID=1033Las energías límpias son la solucion del nuevo siglo para luchar contra el cambio climático
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La gran amenaza de Tesla es española: se llama Grabat Energy y acaba de lanzar sus baterías de grafeno

La gran amenaza de Tesla es española: se llama Grabat Energy y acaba de lanzar sus baterías de grafeno | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

La empresa española Graphenano, a través de su filial Grabat Energy, ha presentado junto a su socio chino Chint, unas baterías elaboradas con un polímero de grafeno que, en el caso de su utilización en vehículos eléctricos, permitirían una autonomía de 800 kilómetros. Además ocupa entre un 20% y un 30% menos que una batería de litio y se podría llegar a cargar en tan solo 5 minutos.


El grafeno es un nanomaterial formado por carbono puro, con átomos dispuestos en patrón regular hexagonal, similar al grafito y cuyas características son la dureza, la flexibilidad y la elasticidad.

Es transparente, posee una altísima conductividad térmica y eléctrica, es ligero y genera electricidad al ser alcanzado por la luz. 

Las baterías Grabat que ha presentado el presidente y consejero delegado de Graphenano, Martín Martínez, están dirigidas al hogar -para que sea autosuficiente- a los vehículos eléctricos (tanto automóviles como bicicletas), a los drones o incluso a los marcapasos.


En el caso de la del automóvil ha destacado que la tecnología que emplean no se puede comparar con la actual de litio, ya que aunque esta última tiene una densidad de energía de 180 Wh/kg no es real.

La de Grabat Energy, que se va a fabricar en Yecla (Murcia) a partir de marzo, tiene una densidad de 1.000 Wh/kg, un voltaje de 2,3v y cuando ha sido analizada por los organismos independientes TÜV y Dekra no ha explotado, como puede suceder con una batería de litio. Además, tras ser cortocircuitada ha vuelto a funcionar con un 60 % de la carga, según Martínez.


egún el presidente, tiene “un potencial enorme, ya que la velocidad de carga y descarga es de 100 C, mientras que la de una de litio es de 3C, y no tiene efecto memoria”.

Esto se traduce en que, si la red eléctrica lo permitiese, se podría cargar un vehículo en 5 minutos, con el que se podría rodar -en el caso de un utilitario- 800 kilómetros, frente a los 400 kilómetros que -ha dicho- ofrece un Tesla o los 250 kilómetros de un Nissan Leaf o un Renault Zoe.


Incluso se podría llegar a alcanzar una autonomía superior a los 1.000 kilómetros, dependiendo del coche.

En el caso del utilitario el peso de esa batería no llegaría a los 100 kilos, ha precisado.

El directivo ha resaltado que la batería de grafeno es modulable, por lo que están trabajando con varios fabricantes de vehículos -no ha dado nombres- y de aviones, como Airbus, para que puedan adaptarla a sus productos y fijar la autonomía y la capacidad de carga y recarga que quieren.


Del precio, que ha eludido dar, ha señalado que es similar al de una batería de litio, porque lo que interesa es que sea rentable y se pueda comercializar para que suponga la “tercera revolución industrial”.


Su vida útil es 4 veces superior a la de una de litio y la carga puede ser inductiva.

Para el desarrollo de las baterías, Grabat ha colaborado con las Universidades de Córdoba y de Ciudad Real. La destinada al hogar tiene una potencia de 24 kW (tres veces más y ocupa tres veces menos que las actuales).


La fabricación en España y China va a ser posible gracias a la aportación del Grupo Chint, una multinacional china especializada en las automatizaciones, la generación eléctrica y la producción de placas solares.


 

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EconoNuestra » Evitemos que las renovables acaben como la hidroeléctrica

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A finales del año pasado asistimos al último episodio de un escándalo que, como tantos otros que implican a grandes empresas, ha pasado rápidamente y sin hacer excesivo ruido por la prensa. Todo comenzó un año antes, a finales de 2013, con “movimientos inusuales en los precios del mercado de electricidad”. Así lo enuncia la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en un recienteinforme de título cristalino: “Resolución del procedimiento sancionador incoado a IBERDROLA GENERACIÓN S.A.U. por manipulación fraudulenta tendente a alterar el precio de la energía mediante el incremento de las ofertas de las unidades de gestión hidráulica de Duero, Sil y Tajo”. ¿Cómo habría tenido lugar dicha manipulación? El funcionamiento del mercado eléctrico puede verse en detalle en nuestro informe “Entiende el mercado eléctrico” pero un par de ideas básicas bastan para entender lo fundamental.

Primero, lo que se paga a las centrales de generación eléctrica se determina fundamentalmente en un mercado, en el cual cada una de ellas hace su oferta (“estoy dispuesta a producir y vender tantos kWh de electricidad si el precio es este, estoy dispuesta a producir y vender tantos kWh si el precio es este otro”, etc.). Todas estas ofertas se juntan para generar la curva de oferta agregada. El punto de cruce de dicha curva con la curva de demanda agregada determina qué centrales tienen que producir y cuál es el precio que recibirán en el mercado por cada kWh que venden. Todas las centrales, este detalle es muy importante, recibirán el mismo precio independientemente de la oferta que hubiesen hecho. Segundo, según la teoría microeconómica, en competencia perfecta, centrales con costes variables y marginales bajos [1], como las basadas en tecnología hidroeléctrica, nuclear, eólica o fotovoltaica, deberían estar dispuestas a producir a precio bajo; centrales con costes variables y marginales altos como los ciclos combinados de gas natural o las térmicas de carbón, por el contrario, ofrecerán electricidad a precio alto. Todos estos elementos combinados hacen que temporadas de viento o lluvia y embalses llenos signifiquen precios de la electricidad bajos: la entrada de energía renovable en la curva de oferta agregada ocasiona una disminución del precio de cruce al que se retribuyen todas las centrales [2]; por otro lado, durante anticiclones y sequías, entran a funcionar más centrales de gas y carbón, y el precio de mercado sube.

 

En la práctica, por mucho que se hable de competencia, el mercado eléctrico es muy peculiar: cada hora se fija un precio distinto y en él participan tecnologías muy diferentes, lo cual hace que estas tengan también en cuenta, a la hora de hacer ofertas, un concepto más amplio llamado “coste de oportunidad”. Por ejemplo, una central hidroeléctrica puede predecir que el día siguiente la electricidad se pagará más cara, y por tanto decidir que le conviene esperar un día para desembalsar el agua. Buscar así el máximo beneficio propio es legal (es más que discutible si es legítimo, ya que esto proporciona a las compañías eléctricas enormes beneficios caídos del cielo a nuestra costa) siempre y cuando con ello no se busque alterar el mercado. Pues bien, lo que dice la CNMC es que IBERDROLA GENERACIÓN S.A.U. operó para asegurarse de que algunas de sus centrales hidroeléctricas no entraran en el mercado, a pesar de que podían hacerlo y era razonable que lo hicieran (y lo habían hecho en el pasado en situaciones análogas) y eso produjo que el precio de mercado de la electricidad subiera, lo que perjudicó a todos los consumidores (pagamos más) y benefició a los propietarios de las centrales que sí suministraron electricidad (todas cobraron más). Este post estima que el beneficio extraordinario obtenido por Iberdrola habría sido de 60 millones de euros, más del doble de la multa de 25 millones de euros que se le ha impuesto.

 

Más allá de este caso que estudia la CNMC, e independientemente de cómo acaben las apelaciones (en este interesante post de Economistas frente a la Crisis se argumenta que Iberdrola habría ejercido su poder de mercado principalmente mediante sus centrales térmicas, más que mediante las hidroeléctricas), conviene pararse un segundo a repasar qué elementos han sido clave para que IBERDROLA GENERACIÓN S.A.U. tuviera la capacidad de llevar a cabo los actos de los que se le acusa. Son cuatro:

– Propiedad y gestión de la central hidroeléctrica en manos de una gran empresa privada, que a su vez posee un alto porcentaje del resto del parque de generación español.

– Uso prácticamente gratuito de un bien público (el agua), de modo que los costes variables y el coste marginal de generación son bajos.

– Un sistema de fijación de precios de mercado que remunera todas las tecnologías por igual, independientemente de sus costes reales, y en el que las centrales de costes variables y marginales bajos (que en competencia perfecta deberían ofertar a precio bajo) tienden a mantener bajo el precio de mercado.

– Pocos incentivos para entrar a producir a toda costa (bien porque ya recuperó los costes fijos asociados a su construcción o bien porque le quedan muchos años de concesión de la explotación para hacerlo).

 

Es necesario remarcar que todos y cada uno de estos elementos se deben a motivos históricos y no técnicos. O, por ser más precisos, son consecuencia de decisiones políticas que se tomaron en determinados momentos, del mismo modo que se hubieran podido tomar otras, de haber querido:

 

– Gran parte del parque hidroeléctrico español se construyó y concedió durante el franquismo. Fue de hecho con la dictadura de Franco cuando se consagró el bloque oligopolístico eléctrico Tras la transición, este parque continuó en manos de las mismas empresas, que siguieron siendo privadas, pese a que se pudo (y se daba por inevitable en la práctica) nacionalizar estas compañías cuando se las rescató tras la burbuja nuclear [3]. Tampoco en general se ha aprovechado la finalización de concesiones para revertir la gestión de las centrales hidroeléctricas al sector público.

– El hecho de que las concesiones duraran muchas décadas y se fueran renovando casi automáticamente hace que muchas centrales hidroeléctricas estén plenamente amortizadas y, al haber recuperado la inversión inicial, no tengan incentivos para producir a cualquier precio. A esto contribuyó que estas centrales recibieron el 20% de los Costes de Transición a la Competencia que el Gobierno del PP decidió establecer como “compensación” por la liberalización del sector eléctrico (y de los cuales las eléctricas cobraron en exceso más de 3.600 millones de euros).

– En cuanto a los costes variables, estos vienen determinados fundamentalmente por los cánones fijados en los contratos de concesión, sumados a que el 25% de la energía producida debe reservarse a los poderes públicos (condición incumplida en muchas ocasiones). Los enormes beneficios de las compañías eléctricas, mucho mayores que los de sus homólogas europeas, son una indicación de que estos cánones podrían ser mayores.

– Finalmente, el mercado eléctrico español es la repuesta a la Directiva Europea 96/92/CE que instaba a los países a liberalizar el sector. Sin embargo, el diseño concreto responde a las medidas aprobadas en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico; en otros países, como Francia, se cumplió la directiva sin perder el papel dominante de los poderes públicos. Además, en el caso español, sus actores principales son pocos, grandes y privados porque sucesivos gobiernos lo permitieron: por ejemplo dieron luz verde a la fusión de Iberduero e Hidrola para formar Iberdrola; también protagonizaron la privatización de la muy rentable Empresa Nacional De Electricidad S.A., que pasó a ser Endesa S.A. (sin trocear además, pese a que los más liberales lo aconsejaban).

Dicho esto, es obvio que, en tanto que decisiones políticas (con una componente, por supuesto, técnica), pueden revertirse. Por ejemplo:

– El estado puede recuperar las centrales hidroeléctricas cuyas concesiones caduquen, para gestionarlas públicamente. Así han empezado a hacerlo algunas Confederaciones Hidrográficas con determinados saltos de agua.

– Se puede denunciar la situación de beneficio en que operan centrales hidroeléctricas amortizadas gracias a los CTC, así como el exceso de CTC cobrados, como ha hecho la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético.

– También hay margen para imponer tasas a la producción hidroeléctrica, y en efecto eso se va hacer en varias comunidades autónomas. Se puede luchar y se lucha por que las empresas que no lo hacen cumplan lo estipulado y entreguen el 25% de la energía producida.

– Más pronto que tarde, no cabe duda de que también será inevitable reformar drásticamente el sector eléctrico, de modo que cada tecnología se remunere atendiendo a sus costes reales, no a lo que determine un mercado disfuncional.

Esto permitiría que la tecnología hidroeléctrica pasara a ejecutar el verdadero papel que debe tener en los modelos energéticos del siglo XXI: ser gestionada con el principal objetivo de facilitar la integración de energías renovables intermitentes tales como la eólica y la solar y con ello permitir el desarrollo de un sistema eléctrico 100% renovable.

 

Pero lo ocurrido con estas centrales hidroeléctricas que investiga la CNMC debe además servirnos de aviso a navegantes. Al fin y al cabo, pese a que las grandes eléctricas han usado a las tecnologías renovables como cabeza de turco de todos los males del sector, no han dejado de invertir en ellas. Desde hace años en parques eólicos y cada vez más en instalaciones fotovoltaicas, debido a que el coste variable de producir electricidad con ambas tecnologías es bajo, y el coste fijo derivado de la inversión inicial cada vez más reducido.

 

Por si fuera poco, los últimos sistemas de incentivo a las renovables ideados por el Gobierno van en la dirección de remunerar la inversión inicial, en lugar de fomentar la producción, y de favorecer a empresas grandes frente a pequeños productores. Así ha ocurrido con la supuesta “rentabilidad razonable” impuesta en el recorte retroactivo a las instalaciones renovables [4] y con la subasta eólica de enero que denunciamos eneste artículo (la subasta ha tenido un sorprendente resultado para el sector, pero no por eso su diseño, y la filosofía que subyace, deja de ser preocupante). Todo ello por supuesto sin plantearse reformar el sistema eléctrico.

 

Parece obvio que los mismos cuatro elementos previamente enumerados, que identificábamos como clave para que una tecnología tan potencialmente útil como la hidroeléctrica se pueda usar en perjuicio de los ciudadanos en lugar de en su beneficio, se empiezan a dar tímidamente en el sector renovable. Desde luego hay diferencias: no es exactamente lo mismo tener “parques eólicos detenidos cuando más viento sopla” que embalses acaparando agua cuando más llueve para soltarla después, pero el parecido es suficientemente grande como para que resulte alarmante, y ambos casos reflejan lo irracional del marco en el que opera el sector eléctrico. Estamos a tiempo de detener y revertir este tipo de políticas, que no responden a criterios técnicos, para que no nos hipotequen durante décadas como lo han hecho algunas concesiones hidroeléctricas. Cada vez es más evidente (y lo será más según nos acerquemos a un sistema 100% renovable) la necesidad de reformar el sistema eléctrico para acabar con las sobrerremuneraciones a ciertas tecnologías y con el poder de mercado de unos pocos. Pero quizás sea más robusto, más resistente a posteriores leyes eléctricas inspiradas por el oligopolio, que nos aseguremos de que el parque renovable acaba fundamentalmente en manos de la ciudadanía (como ocurre en otros países como Alemania) y no en las manos de los de siempre; que fomentando el autoconsumo y el cooperativismo nos hagamos con los medios de producción de energía. Con los grandes embalses era complicado; con paneles fotovoltaicos y aerogeneradores, lo tenemos al alcance de la mano.

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¿Podría el Supremo echar por tierra el RD de Autoconsumo?

¿Podría el Supremo echar por tierra el RD de Autoconsumo? | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Hace un mes se presentó ante el Supremo un recurso contra el RD de Autoconsumo. Ahora, este Tribunal lo ha admitido a trámite.

 

La Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), la Asociación Nacional de Inversores en Energía Fotovoltaica (Anpier) y la Unión Española Fotovoltaica (UNEF)junto con la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, Greenpeace, Comisiones Obreras y organizaciones de consumidores presentaron el pasado 10 de diciembre varios recursos contra el Decreto de Autoconsumo ante el Tribunal Supremo.

 

Apenas un mes después, sabemos que el recurso de APPA, que fue interpuesto ante la sala tercera del Tribunal Supremo, fue admitido el pasado 7 de enero, según consta en el Boletín Oficial del Estado (BOE). “De momento solo se ha admitido el de APPA porque hay que presentar documentación y el resto de organizaciones, por una cuestión de tiempo, les faltaba alguna en la fecha prevista. Sin embargo, no me cabe ninguna duda de que en los próximos días conoceremos que han sido admitidos todos los recursos presentados”, explica a EnergyNews Daniel Pérez, abogado de Holtrop S.L.P. Transaction & Business Law.

 

Pero, en cualquier caso, no cabe duda de que es un primer paso para que el Tribunal dictamine en contra. Y es que para Piet Holtrop, abogado de Holtrop S.L.P. Transaction & Business Law, cabe la posibilidad de que así sea. “Hay precedentes como el bono social, donde el Supremo aplicó el derecho europeo, también la ley hipotecaria, el canon digital, el céntimo sanitario…”.

 

“Ahora lo siguiente es la personación en 9 días”, continúa Daniel Pérez, “Iberdrola ya se ha personado para defender la normativa del Gobierno, (no es la primera vez que lo hace), y por tanto con esta acción retrata sus intereses. También se personó en su momento a favor del recorte a las renovables. Sorprende que dedique recursos económicos y humanos a poner trabas a estos procedimientos. Algo estaremos haciendo bien”.

 

Tras esta fase, se enviará la documentación generada a todas las partes interesadas en el proceso. Después se realizará el escrito de demanda, que se presentará en el plazo de un mes, para posteriormente abrir 20 días hábiles donde se podría realizar una contestación a aquélla.

 

Una vez en este punto, ya solo restaría la fase de prueba, donde se mostraría la documentación que se acredita en el recurso, o la pericial si es necesaria, el trámite de conclusión, y la sentencia. “En definitiva, que hay un riesgo importante de que el RD de Autoconsumo no se haya derogado antes del 10 de abril, fecha tope para aquellos autoconsumidores que no hayan declarado su instalación. Nosotros aconsejamos que lo hagan si no quieren ser penalizados”, concluye el abogado, “pero no es por una cuestión judicial, porque el Supremo no va a resolver este asunto en cuatro meses, sino por una cuestión política, porque aún no sabemos cuál va a ser el próximo Gobierno, y de formarse uno, si éste sería favorable a la derogación del decreto”.

 

Para la asociación fotovoltaica ANPIER, que se persone Iberdrola en todos los procedimientos que ellos recurren no es una novedad. “Generalmente recurren casi todo”, confirma a EnergyNews Juan Castro-Gil, secretario y abogado de ANPIER, “a veces solo para mirar y otras no, y en este caso nos ha sorprendido que se hayan personado pero que no hayan recurrido”.

 

Para el sector renovable, el decreto discrimina a las tecnologías limpias en beneficio de las tecnologías fósiles, al tiempo que vulnera el principio constitucional de la libertad de empresa e incurre en el incumplimiento de la Directiva 2009/28/CE de fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables. Los firmantes de los recursos entienden que el RD 900/2015, además de instaurar el que se ha denominado “impuesto al sol” y limitar radicalmente la implantación del autoconsumo de energía eléctrica, vulnera la Constitución Española, puesto que la aplicación de peajes al autoconsumo supone una arbitrariedad con respecto a otras tecnologías que también autoconsumen pero a las que no se les aplica carga alguna.

 

Además, entienden que existe una “clara vulneración” de la Directiva 2009/72/CE del mercado interior de la electricidad, puesto que la norma impone “unos peajes discriminatorios, así como medidas antieconómicas y desproporcionadas para los consumidores”.

 

Un norma sin parangón en ningún otro país de la Unión Europea que aleja a España de un nuevo modelo de generación limpia y social, y de la consecución del objetivo europeo de lograr cubrir, al menos, el 20% del consumo final de energía con fuentes renovables para el año 2020.

ECOIMPULSO's insight:

Desde luego, ahora no podrá decir Iberdrola  que no tiene nada que ver con lo que hace el Ministerio, ya se ha personado para defender la normativa del Gobierno (bueno, su normativa).

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Forestalia se lleva más de la mitad de la subasta renovable sin prima

Forestalia se lleva más de la mitad de la subasta renovable sin prima | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
El grupo Forestalia, propiedad del empresario aragonés Fernando Samper, se ha adjudicado más de la mitad de la subasta eólica y de biomasa. Las grandes eléctricas se quedan fuera.

 

las grandes eléctricas que habían acudido a la primera subasta de capacidad renovable (500 MW eólicos y 200 MW de biomasa) convocada por el Ministerio de Industria y que ponía fin a la moratoria al cobro de incentivos decretada por el Gobierno en 2012, recibían un jarro de agua fría: la puja había cerrado con un descuento del 100%. En otras palabras, alguien había acudido a la subasta de un incentivo a la inversión y había renunciado a él.

 

Así, Gas Natural Fenosa, Enel Green Power (EGP) e Iberdrola, entre otras, se quedaban fuera del proceso que, aunque preveían competitivo, no tanto como para cerrar “a prima cero”. Acciona, una de las que figuraba en las quinielas como posible participante, finalmente, optó por no acudir porque “no lo veía claro”.

 

Sin ninguna información oficial por parte del operador del mercado, Omie, organizador de la subasta; ni de la CNMC, que ha validado la subasta por la tarde, ni de Industria, responsable de publicar su resultado, el Grupo Forestalia, propiedad del empresario aragonés Fernando Samper, comunica en un anota de prensa que se ha llevado el grueso de la subasta:300 MW eólicos (a través de Energías Eólicas de Aragón) y 108,5 MW de biomasa, a través de Forestalia.

 

El grupo cárnico Jorge, también de la familia Samper y al que estuvo ligado aquel hasta 2011, se adjudicó otros 100 MW eólicos a través de su sociedad Jorge Energy. El resto de la potencia eólica correspondió a una empresa del sector eléctrico, EDP Renovables, y la de biomasa, a Ence-Energía y Celulosa.


Según informa Forestalia, los megavatios de biomasa que le han sido adjudicados por Industria los desarrollará con el grupo chino Gedi (Guadong Electrici Power). La compañía fue fundada en 2011 con parte de los activos del Grupo Jorge y con los de biomasa que adquirió a la alemana RWE. En Italia y Francia ha formalizado acuerdos a 20 años con Eon por 200 millones para el suministro de biomasa a plantas de este grupo germano.

 

Por otra parte, Ence se ha adjudicado 40 MW de biomasa, que es la capacidad de la planta “avanzada y novedosa” que la empresa tiene en proyecto. No obstante, Ence ha indicado que sólo la construirá si está segura de “obtener la rentabilidad esperada”. Dispone de tres emplazamientos posibles en Pontevedra, Villaturiel (León) y Huelva, y la ubicación dependerá de las facilidades administrativas e institucionales para ejecutar el proyecto.

 

El descuento del 100% afecta a la inversión de las plantas, tanto eólica como de biomasa, pero no así a otro incentivo, el de operación y mantenimiento, que solo cobra la biomasa.

 

El resultado de la subasta, que se celebró entre las 9 y las 11 horas de ayer, fue recibido como una bomba tanto en el sector como los organizadores. En una eléctrica se consideró el resultado “un sinsentido”, pues para producir y vender a mercado hay libertad total, no es necesario acudir a una subasta, que, además, tiene el inconveniente de que hay que aceptar las condiciones del Gobierno respecto a la presentación de avales o el plazo de construcción (dos años).

 

La subasta de nueva capacidad eólica y de biomasa anunciada en abril del año pasado por el Ministerio de Industria, y de la que fue excluida la fotovoltaica, iba destinada especialmente, en el primer caso, a incentivar la repotenciación de los parques eólicos más antiguos. Especialmente, aquellos anteriores a 2004 que con la reforma eléctrica quedaron excluidos del cobro de primas. La subasta (la primera que se celebra en España de este tipo)les permitiría aumentar su capacidad a cambio de un incentivo, inferior a la antigua prima, pero incentivo, al fin y al cabo.

 

Fuentes del sector ponen en duda de que los adjudicatarios puedan lograr financiación para unos proyectos que podrían no resultar rentables sin el incentivo. De hecho, Ence asegura que desarrollará el suyo solo si le resulta rentable. En general, las grandes compañías aseguran haber presentado “ofertas prudentes y coherentes con la inversión que se requiere” para dos tecnologías que son caras.

 

Fuentes próximas al Gobierno consideran que la subasta ha sido un éxito, en cuanto que ha recibido muchas ofertas, y explican el resultado en que “se trata de los mejores emplazamientos, los más rentables”, lo que ha permitido a los ofertantes renunciar al incentivo y cobrar solo del mercado.

 

Un resultado que dudan que pueda repetirse en futuras subastas. Lo que parece difícil que se repita es que las empresas del sector acudan a nuevas pujas, a la vista de lo ocurrido.

 

Otro debate que se plantea es si lo ocurrido ayer “preludia la extinción de un régimen incentivado de las inversiones en energías verdes en España”, lo que pone en cuestión la consecución de los objetivos medioambientales fijados por la Unión Europea.

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Instalaciones de autoconsumo compartidas.

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Hace ya tiempo que el autoconsumo eléctrico, basado en paneles solares fotovoltaicos, es tema de conversación entre los ciudadanos y está presente en los medios de comunicación generalistas.

 

Por desgracia, donde no está casi presente el autoconsumo es en la realidad de nuestro sistema eléctrico, pese a sus reconocidas ventajas y a que disfrutamos de más horas de sol que otros países donde sí está muy implantado.

 

Es bien sabido que esta ausencia se debe sobre todo a la política disuasoria y amenazante del gobierno del PP durante esta última legislatura, velando por los intereses de las grandes eléctricas que veían en el autoconsumo una pérdida de ingresos y de poder, y le acusaban absurdamente de "insolidario". Después de más de tres años bajo la espada de Damocles de un Real Decreto que se anunció y nunca se aprobaba, pero servía al propósito de mantener paralizado el desarrollo del autoconsumo (mediante cargas económicas y administrativas que hundirían la rentabilidad económica incluso de instalaciones anteriores a su publicación), hace poco se ha aprobado una nueva versión de norma, más "depurada" pero igualmente opuesta a las directivas europeas y a lo que conviene a la sociedad (y al medio ambiente), y ello según casi todas las opiniones, incluidas las de la CNMC y del Consejo de Estado.

 

Sin embargo, es muy probable que la cosa no se quede así, dado que toda la oposición en bloque se ha comprometido a derogar esta norma y a publicar otra más favorable en cuanto sea posible, y eso puede ser pronto.

 

Así pues, de cara a ese momento, sigue siendo necesario el debate, que ya se venía produciendo, sobre cómo regular el autoconsumo. Para ello se cuenta ya con la experiencia de otros países, y existen propuestas bien elaboradas, que coinciden en los puntos esenciales pero plantean alternativas en algunos aspectos.

 

Sin embargo hay un tema que estos estudios apenas abordan y se refiere a un aspecto el autoconsumo que suele verse de forma negativa: se considera que está limitado a situaciones simples en que el espacio donde se ubica la instalación, típicamente el tejado o la azotea de una vivienda unifamiliar, un edificio de oficinas, un hotel o una nave industrial, tiene un único propietario, ya sea persona física o jurídica. Y como en España hay una gran proporción de residentes en bloques de pisos, esa aparente limitación parece implicar que, por mucho que se desarrollase el autoconsumo, nunca dejaría de ser algo minoritario, al alcance de pocos.

 

Si a eso se une la relativamente alta inversión económica que requieren inicialmente estos sistemas, es frecuente que se llegue a la conclusión de que "es cosa de ricos", muy lejos de considerarse una solución al problema de la pobreza energética, como podría ser.

Hacen falta pues posibles soluciones de instalaciones compartidas, tanto para para romper esa mala imagen como para ayudar al siguiente regulador. Este trabajo plantea tres.

Solución básica: zonas comunes
Esta opción debería estar al alcance de muchas comunidades de vecinos, en base tan solo a la actual Ley de Propiedad Horizontal y a los estatutos de cada casa. Únicamente habría, si acaso, que revisar las normas para facilitar la toma de decisiones inversoras y dificultar las minorías de bloqueo.

Con un espacio reducido de la terraza común dedicado a paneles fotovoltaicos, se pueden cubrir gran parte de las necesidades de luz de la escalera, ascensor, garaje, vivienda de portería, etc.

Aunque se trata de una opción modesta, no es despreciable, y tiene la virtud de empujar a los vecinos en el conocimiento e interés por soluciones más ambiciosas de autoconsumo.

Solución semicompartida: la infraestructura
En esta modalidad se da el paso de que los pisos individuales disfruten del autoconsumo, si bien de forma independiente unos de otros, es decir cada uno con sus propios elementos eléctricos (paneles, inversor, protecciones, cables, contador bidireccional). Lo que sí se comparte, con el consiguiente ahorro de costes, son las estructuras de soporte, el albergue de los elementos eléctricos, canalizaciones, trabajos de instalación, mantenimiento, etc.

Los promotores deben definir o encargar un proyecto, proponerlo a los condueños y consultar su interés, constituir una sociedad entre los interesados (salvo que sean todos, de forma que la sociedad pueda ser la misma comunidad de propietarios), plantear el asunto en una junta, negociar los términos y condiciones para el uso de las zonas comunes y el acceso a ellas, etc.

 

Una vez operativa la forma de relación dentro de la sociedad de autoconsumo semicompartido y entre ella y la comunidad de propietarios, los intercambios eléctricos se gestionan como si se tratara de varias viviendas unifamiliares, afectando individualmente a cada autoconsumidor con su comercializadora y con la distribuidora. 

 

Los socios no tienen por qué tener todos la misma potencia instalada, ni siquiera los mismos modelos de materiales (aunque si son distintos se encarece el proyecto y el mantenimiento). El dimensionamiento de cada instalación eléctrica individual se suma al de las otras.

 

Desde el punto de vista regulatorio, esta solución, aunque más complicada que la básica, no, debería requerir otras normas que las ya existentes; si acaso, de nuevo, facilitando la toma de decisiones en las comunidades.

 

Se ha visto que se puede extender el autoconsumo eléctrico a comunidades de vecinos, y no solo a ellas como entidades jurídicas para el abastecimiento de sus zonas comunes, que es la opción "trivial", sino también dos posibles formas, sin excluir otras, de suministrar energía a todos o a parte de los vecinos de esas comunidades para su suministro privado.

Las dificultades administrativas se pueden resolver, aunque, incluso con una regulación


favorable y simplificadora, costará echar a rodar estas sociedades de autoconsumidores (en cualquier modalidad de compartición) y su relación con la comunidad de propietarios. Costará, pero, si las administraciones ayudan, la gente estará por la labor y surgirán empresas de servicios que lo harán más fácil. Esto vale también para las dificultades financieras.

De esa forma, solo quedarán las técnicas, derivadas de la posible escasez de espacio en las terrazas, las sombras provocadas por otros edificios, la antigüedad de los edificios y el estado de sus canalizaciones, etc. Pero esa es otra historia.

 

En definitiva, hay que explicar que el autoconsumo, bien regulado, puede ser beneficioso no para unos pocos sino para todos. Y esperar que la presión ciudadana y de la UE fuerce el giro hacia esa buena regulación.

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La urgencia del planeta

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Por Mariano Sidrach, catedrático de la Universidad de Málaga y patrono de la Fundación Renovables. Han pasado las elecciones generales. El resultado que han arrojado estos comicios certifica el fin del bipartidismo y lo que es mucho más importante, el fin de las mayorías absolutas. Debemos felicitarnos por ello, se abre un nuevo camino en la política española, donde el pacto y la negociación deberán convertirse en práctica diaria de la actividad política.


Dentro de los muchos problemas que de forma urgente hay que abordar en esta legislatura y que necesitan de un amplio consenso, el tema energético me parece de importancia capital.

La energía, cómo se genera y cómo se consume, tiene un impacto social, económico y medioambiental debido a su presencia en el desarrollo de todas las actividades humanas. En España mantenemos un sistema energético caro, injusto e insolidario, debemos importar gran parte de la energía que consumimos y además producimos graves efectos sobre el medioambiente.

 

Un sistema que contempla la energía como un artículo de mercado más y no como un bien de primera necesidad, cuyo uso y disfrute es un derecho fundamental de la ciudadanía. Este modelo provoca, además, injustica social, con millones de personas en situación de pobreza energética.

 

Dos problemas son especialmente urgentes: la descarbonización de las ciudadespara conseguir reducir las emisiones de efecto invernadero y la reestructuración del sector eléctrico, donde se conozcan los precios reales de generación de las diferentes tecnologías, con una estructura tarifaría más justa, donde la equidad social y la solidaridad queden garantizadas y donde la generación distribuida por medio de energías renovables deje de ser un derecho más hurtado a la ciudadanía por medio de leyes injustas. Defendamos nuestro derecho al Sol.


La reciente cumbre del Clima de París, donde todos los gobiernos del mundo han sido capaces de ponerse de acuerdo, nos habla de la urgencia de actuar para parar el cambio climático. Actuaciones que debemos poner marcha desde todos los ámbitos políticos, central, autonómico y municipal, mediante una visión global del problema y una importante implicación de la ciudadanía.

 

Hay suficientes razones objetivas para cambiar de forma urgente nuestro actual modelo energético y transitar hacia una sociedad donde la energía sea considerada un derecho y un bien social, donde la eficiencia energética y el uso de las energías renovables sean los principales ejes de una nueva visión de la energía. Es urgente transformar nuestro sistema energético y avanzar hacia un modelo en el que las necesidades energéticas se cubran principalmente con electricidad procedente de fuentes renovables que no contaminan ni en origen ni en consumo y que, además, han demostrado madurez tecnológica, eficiencia y competitividad.

 

Lo tenemos que hacer con urgencia. La salud de nuestra gente, de nuestras ciudades y de nuestro planeta no entiende de pactos electorales. Hay cosas en las que todos deberíamos de estar de acuerdo.


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Desahuciados solares - Ballena Blanca. Revista de medio ambiente y economía

Desahuciados solares - Ballena Blanca. Revista de medio ambiente y economía | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

“Miro las placas sobre las naves y me producen tristeza, angustia; ¡pero si ni ellas ni las naves son mías, son del banco!”. Isabel Bueso es una de las decenas de miles de personas que invirtieron en plantas fotovoltaicasantes de que el Gobierno bajara las primas de forma retroactiva. Se sienten estafados.

 

Hablar con estas personas afectadas supone ahondar en la brecha social y económica que está dejando una estafa travestida de crisis que en el caso de las plantas fotovoltaicas es más que palpable. “Nosotros hemos contribuido a abaratar la tecnología fotovoltaica, hemos ahorrado dinero al Estado en la compra de combustibles fósiles, hemos contribuido a elevar la incorporación de renovables al sistema, hemos favorecido la reducción de CO2 para que España cumpla con sus compromisos de lucha contra el cambio climático… pero estamos arruinados”. Así se expresa Antonio Alcázar, presidente de La Jeresa, un huerto solar de Lorca (Murcia) en régimen de cooperativa que tiene a 418 de sus miembros sumidos entre la desesperación y la angustia.

Como especifica Alcázar, “entre nuestros socios tenemos de todo: gente que ha vendido su instalación harta de no poder afrontar las deudas; otros que han recurrido a refinanciaciones abusivas que les tendrán endeudados durante más del doble de años de lo firmado en un principio; y personas que han tenido que recurrir a todo tipo de propiedades y a familiares que los avalen porque el banco se echaba encima y les quitaba su planta y su casa”.

 

A Luis Romero el banco no le ha dejado sin su planta en Alhabia (Almería), aunque técnicamente se podría decir que sí: “Tengo embargada la producción de electricidad, todo lo que saco de ella se lo lleva el banco”. Estas instalaciones se construyeron para producir electricidad con una energía renovable y que la sociedad tuviera un beneficio ambiental, a la vez que el propietario sacaba provecho económico. El caso que vive Romero sería equiparable al de un agricultor que, después de recolectar la fruta y la verdura de sus tierras, ve cómo se le acerca alguien y le dice: “Muchas gracias, ahora la cosecha me la llevo yo, la vendo y me quedo con el dinero”. Y mientras tanto, el desahuciado fotovoltaico debe mantener en buen estado el huerto solar con su peculio. Suena todo muy feudal.

 

Los casos de Isabel, Antonio y Luis son solo un ejemplo de las miles de historias que hay detrás de uno de los mayores fiascos económicos, sociales y ambientales que ha vivido España en los últimos años. Todos echan la vista atrás y comienzan sus relatos entre 2006 y 2007, con ilusión, con esperanza, con compromiso por las energías renovables, y sí, no lo ocultan, con la intención de incrementar sus rentas o pensar en una jubilación más holgada gracias a la producción de electricidad de sus placas. “En lugar de invertir los ahorros en una vivienda y sacarle un alquiler decidimos hacerlo en un huerto solar“, comentan muchos de ellos.

 

Por esas fechas, 2007, alimenta el motor de la ilusión el entonces Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Todos los afectados mencionan un famoso folleto de este organismo, titulado El sol puede ser tuyo, donde se vendían las bonanzas de una inversión irresistible: financiaciones del 80% de la instalación, intereses tentadores a diez años (euribor+1), retribuciones de 0,45 euros el kilovatio hora producido, amortización en diez años… “Que no nos comparen con otras inversiones de particulares en bancos y empresas privadas, aquí teníamos la garantía del Estado a través de un real decreto (661/2007) publicado en el Boletín Oficial del Estado”, claman los afectados.

 

La aparición de tantos propietarios (62.000) se debe a que la inversión se socializó mucho. Desde uno de los colectivos que más batalla por ellos, la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (Anpier), recuerdan que muchos de ellos se conformaron con 5 ó 10 kW. “Para nóminas que estaban entre los 800 y los 1.000 euros eran potencias razonables, porque destinaban en torno al 10% de estos ingresos”, aclaran.

 

Pero entonces, ocurrió el desastre. Al llegar al poder, el Gobierno de Rajoy deshizo de forma retroactiva lo que estaba escrito en el BOE y borró la prima establecida. Según los datos de Anpier, son casi medio millón los afectados (entre los 62.000 propietarios hay muchos familiares implicados, especialmente tras refinanciar deudas y aportar avales); se invirtieron 24.000 millones de euros, de los que 18.000 aparecen como deuda; el promedio de potencia por planta es de 75 kilovatios y la inversión media de 400.000 euros con un 80% de financiación; y lo peor, la disminución de los ingresos por producción supera el 50%.

 

El caso más paradigmático es el de las cooperativas creadas por agricultores, como la de La Jeresa, en Lorca, con 418 socios y 4 MW; es decir, una media de 10 kW por cooperativista. “La gran mayoría está en paro ahora o ha visto reducir sus ingresos laborales drásticamente, con lo cual los recortes fotovoltaicos han agravado aún más situaciones familiares muy angustiosas”, relata Miguel Ángel Martínez-Aroca, presidente de Anpier y también afectado. Se da la circunstancia de que fue esta instalación la que, tras el terremoto de Lorca de 2011, permitió restaurar el fluido eléctrico, tan necesario en aquellos momentos.

“QUE NO NOS COMPAREN CON OTRAS INVERSIONES EN BANCOS Y EMPRESAS PRIVADAS, AQUÍ TENÍAMOS LA GARANTÍA DEL ESTADO A TRAVÉS DE UN REAL DECRETO PUBLICADO EN EL BOE”, CLAMAN LOS AFECTADOS”

“Ahora no sabemos ni lo que cobramos por nuestra producción”. Otra respuesta que suelen entonar a coro, que Isabel Bueso concreta: “Entran una serie de variables que se escapan a tu comprensión: porcentaje por la inversión realizada, la energía producida, potencia, pagos retrasados…”. La mayoría recurre a representantes del mercado, asesorías y abogados para gestionar los cobros y conocer qué les están abonando exactamente, lo que supone un gasto añadido.

 

Según Martínez-Aroca, “ya no somos tratados como productores de energías renovables, sino como meros inversores, no estamos en el marco originario de cuanto más produzcas, más prima recibes”. Se aprobó el famoso real decreto de la ‘rentabilidad razonable’ (9/2013), que acabó con la retribución por kWh producido, y ahora se tiene principalmente en cuenta la potencia instalada, más allá del lugar en el que esté ubicada, de la producción o de la tecnología empleada. “Se da el caso —prosigue el presidente de Anpier— de plantas construidas en el norte de España, con una tecnología mediocre y producción escasa, que están cobrando igual o más que las presentes en el sur”.

 

Todo esto hace que personas que accedieron a financiaciones del 80% y hasta el 100% de la inversión, no recibirán un euro limpio hasta pasados 20 años, cuando algunos de ellos ya no vivan para verlo o cuando la instalación esté al final de su vida útil. Lo que en un principio quedaba amortizado por estos años (entre 2016 y 2017), con las refinanciaciones se alarga hasta 2025 y 2030 y con intereses mucho más gravosos, muy alejados del euribor+1 que prometía el IDAE. Ahora la media está entre el 5% y el 6%, con casos extremos que se han puesto en el 8,5%.

 

Y, ante tanta vulneración de derechos, ¿a quién acudir? Los inversores extranjeros, principalmente fondos de inversión, apelan a instancias judiciales internacionales ajenas al Gobierno español, los tribunales de arbitraje, para demandar al Ejecutivo. El pequeño inversor español, como persona jurídica, tiene cerrada esta vía, pero ha presentado miles de demandas ante el Tribunal Supremo por el daño patrimonial causado, y asociaciones, comunidades autónomas y partidos políticos han recurrido los cambios normativos ante el Tribunal Constitucional. Además, el Defensor del Pueblo ha manifestado que cualquier fallo favorable de los 24 arbitrajes internacionales deberá ser aplicado en la misma medida a los inversores españoles.

“HAY PERSONAS QUE RECONOCEN QUE NO VAN A DETERMINADOS LUGARES DE SUS PUEBLOS POR MIEDO A QUE SALGA LA CONVERSACIÓN, Y LES ACUSEN DE LA SUBIDA DE LA LUZ, DE HABER INTENTADO ENRIQUECERSE A COSTA DE LOS DEMÁS Y DE HABER FOMENTADO LA SOBRECAPACIDAD DEL SISTEMA”

Por si fuera poco, queda la estigmatización social. “Me dieron ganas de tirar el televisor por la ventana”, comenta con rabia Isabel Bueso cuando recuerda la última entrevista a Mariano Rajoy en TVE (minuto 39:24 a 40:23). El presidente del Gobierno reconoció que la fotovoltaica tenía una prima asegurada por el Estado que estaba entre el 20% y el 25%, y lo remató con un “yo ahora he dicho que el Estado garantiza una ganancia del 7,5%, que no está mal, pero aquí en España todo el mundo tiene libertad para poner energías renovables, lo que pasa es que el sistema anterior dio lugar a un déficit de tarifa de 26.000 millones de euros, que tenemos que pagar todos los españoles, y a que la luz subiera en ocho años el 69%”. Y por eso estalló Bueso.

 

Hay personas que reconocen que no van a determinados lugares de sus pueblos por miedo a que salga esta conversación y les acusen de la subida de la luz, de haber intentado enriquecerse a costa de los demás y de haber fomentado la sobrecapacidad del sistema y de producción. “Es también una cuestión de dignidad”, comentan en general.

 

Mientras tanto, ven cómo las grandes compañías eléctricas, supuestamente afectadas también por la inseguridad jurídica que ha provocado el dislate normativo entre las renovables, incrementan sus beneficios netos. Iberdrola lo cifró en 1.919 millones de euros en los nueve primeros meses de 2015, un 7,8% más que en el mismo periodo de 2014, y Endesa calcó prácticamente el de este mismo periodo con respecto al año anterior: 1.206 millones de euros. “Quieren demostrar que esas 62.000 familias nunca debieron entrar en el coto de caza de los cinco señoritos y por lo tanto desean expulsarlos; quieren exterminar la producción de las renovables en manos de los ciudadanos”, explica gráficamente Martínez-Aroca de la asociación Anpier. El problema es que todo el sistema, Gobierno incluido, participa de esta expulsión, después de haber captado sus ahorros.

 

Tras esta travesía del desierto, en el que pega el sol pero sin poder disfrutar de su aprovechamiento energético, las personas afectadas atisban algún rayo de esperanza, y no precisamente entre los políticos. Como sentencia Antonio Alcázar: “No les creo nada de nada, no me fío de ninguno, todos cuando han llegado al poder nos han traicionado, no tengo ninguna esperanza de cambio tras las elecciones de diciembre”.

ECOIMPULSO's insight:

Esta es una versión reducida del reportaje publicado en el Nº5 de la revista BallenaBlanca. Para leerlo completo, compra tu ejemplar AQUI: http://ballenablanca.es/tienda/


Inversiones con garantía del Estado que se queda el banco ¡¡


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La fuga de gas de Los Ángeles es ya "el mayor desastre natural desde el vertido de BP"

La fuga de gas de Los Ángeles es ya "el mayor desastre natural desde el vertido de BP" | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Hace un par de días, los ingenieros de SoCalGas localizaron el origen de la fuga de gas natural que lleva dos meses liberando metano en la atmósfera. Miles de residentes de Porter Ranch han sido evacuados. En el barrio rico del noroeste de Los Ángeles se quejaban del olor a huevo podrido y los dolores de cabeza.

 

Es el mayor escape de gas de la historia. Dolor de cabeza, náuseas, mareos... son síntomas reales, pero no están causados por el metano —que es inodoro y no es tóxico— sino por las trazas de productos químicos que se añaden al gas para poder detectar las fugas a través del olfato. Los problemas de salud durarán sólo unos días. Es el metano lo que debería preocuparnos. Según las estimaciones del Fondo de Defensa Medioambiental, la fuga ha liberado 74 mil toneladas de gas metano en la atmósfera:

Se trata de la mayor fuga de gas de la historia, con un valor comercial de 11,5 millones de dólares. El escape de metano es equivalente a liberar 6,2 millones de toneladas de dióxido de carbono en la atmósfera. La fuga de Los Ángeles se ha convertido en un desastre mundial y una catástrofe para el cambio climático. Los activistas la comparan con el vertido de petróleo de BP en el Golfo de México: “el mayor desastre natural” desde que explotó la plataforma petrolífera Deepwater Horizon.


La fuga había permanecido invisible a los ojos de los angelinos hasta que el Fondo de Defensa Medioambiental grabó estas imágenes de la columna de humo con una cámara de infrarrojos. El escape proviene de uno de los 110 pozos de gas natural en Aliso Canyon, a tan sólo una milla de las casas más septentrionales de Porter Ranch.

 

El origen del escape es una fisura en una tubería de 7 pulgadas que se encuentra a 2,7 kilómetros de profundidad. Está en el pozo SS 25, el segundo mayor depósito de gas natural de los Estados Unidos, con una capacidad de 2500 millones de litros. El pozo SS 25 se construyó en 1953 aprovechando las instalaciones de un antiguo campo petrolífero abandonado. Da servicio a 20 millones de clientes de la Southern California Gas Company (SoCalGas).

 

La fuga de gas de Aliso Canyon libera 50 toneladas de gas por hora. Se calcula que las emisiones de gas metano de California han aumentado un 25% desde el 23 de octubre, el día que se detectó la fuga. El pasado 15 de diciembre, el condado de Los Ángeles declaró el estado de emergencia y aprobó un plan para cerrar varias escuelas de la zona.


El presidente de SoCalGas pidió disculpas a los vecinos en una carta. Asegura que los técnicos trabajan “a contrarreloj” para resolver el problema, pero advierte que la fuga no estará arreglada hasta finales de febrero o ya entrado marzo:


Para cerrar la fuga, SoCalGas intentó primero controlar la presión que hace salir el gas bombeando fluidos dentro del pozo, pero no lo consiguió. También intentaron capturar el gas y moverlo a otras partes de las instalaciones para reducir el escape, pero tampoco tuvieron éxito. Finalmente sellarán el almacén con cemento, para lo que trabajan ahora (“24 horas al día, los 7 días de la semana”) en un pozo de alivio.


 

El gas natural se considera una fuente de energía más limpia que el petróleo o el carbón porque al quemarse produce menos gases invernadero, pero como comenta Tim O’Connor a los compañeros de Gizmodo en Estados Unidos: “la ciencia es clara: si permites que el metano se escape, acabas con los beneficios [del gas natural] para el medio ambiente”.

 

 

Tim es el director del Fondo de Defensa Medioambiental, la organización no gubernamental que más se ha implicado en el caso. Denuncian que la industria tiene una regulación muy débil y que el gas natural puede ser tan sucio como los combustibles fósiles que está destinados a sustituir. En dos meses, la fuga de gas de Los Ángeles ha contribuido al cambio climático como lo habrían hecho las emisiones de dióxido de carbono de 7 millones de coches.




ECOIMPULSO's insight:

Y qué poquito se oye hablar de ésta catástrofe medioambiental, de la que todos deberíamos estar informados, para saber poner las cosas en su sitio. Si no conoces, ¿cómo puedes elegir lo que más te conviene? Pero lo que interesa es que sigamos pensando que el gas es más limpio y más barato, ¿mas limpio que qué y más barato que qué?

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Las instalaciones de renovables, cogeneración y de residuos puedan participar en los servicios de ajuste del sistema

Las instalaciones de renovables, cogeneración y de residuos puedan participar en los servicios de ajuste del sistema | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

El Ministerio de Industria, Energía y Turismo acaba de informar de que ha remitido hoy al BOE una resolución donde se establecen los criterios "para que las instalaciones de renovables, cogeneración y de residuos puedan participar en los servicios de ajuste del sistema", reclamación que vienen haciendo distintos actores del sector eléctrico nacional desde hace un trienio.


La participación de las instalaciones renovables, de cogeneración y de residuos en los denominados servicios de ajuste -explica Industria en el comunicado que ha enviado hace unos minutos- aumentará la competencia en estos mercados, lo que tendrá un efecto favorable en el precio de la electricidad que pagan los consumidores. Según el Ministerio, la nueva normativa "permite que las instalaciones renovables participen de manera efectiva y en igualdad de condiciones que el resto de tecnologías convencionales". El Ministerio de Industria estaría reconociendo implícitamente así, siquiera sea en el último minuto, que las tecnologías renovables no han sido tratadas hasta este momento en "igualdad de condiciones". O, dicho de otro modo, que habrían sido discriminadas con respecto a "el resto de tecnologías convencionales". Sea como fuere, lo cierto es que el comunicado del Ministerio presume ahora de que esta medida supone "un avance sin precedentes a nivel europeo". La medida, que llega cuando apenas faltan 45 horas para que den comienzo las elecciones generales, ha sido insistentemente reclamada por numerosos actores del sector eléctrico desde hace al menos un trienio.

 

Uno de esos actores ha sido ACIE (Asociación de Comercializadores Independientes de Energía), que a principios de 2014 ya denunciaba que la falta de competencia en la prestación de los denominados servicios de ajuste no había sido abordada por la reforma del sector en la que en ese momento estaba embarcada el gobierno. ACIE ya aseguraba entonces, además, que esa falta de competencia estaba beneficiando, cada vez en mayor medida, "a las cinco únicas compañías eléctricas que están integradas verticalmente" (compañías que son generadoras, distribuidoras y comercializadoras a la vez). Y es que esas cinco empresas eran las únicas -lo han sido hasta ahora- que podían prestar ese servicio (el de ajuste), que es un servicio -señalaba ACIE- que cada vez resulta más caro, es decir, un servicio que cada vez le cuesta más al consumidor y le reporta más beneficios a esas cinco únicas empresas. ACIE ya calificaba entonces de "alarmante" -a principios de 2014- la escalada de costes "que se está produciendo en los servicios de ajuste en el mercado eléctrico desde 2012, una escalada que se ha recrudecido a principios de este año 2014", decía.


La asociación difundió a principios de 2014 un comunicado en el que denunciaba que, desde octubre (de 2013) hasta ese momento, "es decir, incluyendo períodos con distinta aportación al sistema de producción renovable, estos costes han alcanzado un valor medio de 6,2 euros por megavatio hora, con máximos de hasta 8,6". Esta situación -explicaba ACIE- altera considerablemente las condiciones de mercado para los comercializadores independientes que, por un lado, tienen que pagar estos elevados sobrecostes y, por otro, no pueden participar en esos mercados como sí lo hacen sin embargo las centrales de las empresas verticalmente integradas. Es preciso recordar -señalaba ya entonces la asociación- que "el coste de los servicios de ajuste se determina mediante mecanismos de mercado que gestiona el Operador del Sistema, y donde existe una acusada falta de presión de competencia al estar excluida la participación de los generadores renovables, cogeneradores e intercambios intracomunitarios a través de las interconexiones, así como los agregadores de demanda".


A título de ejemplo -decía entonces ACIE-, en el mercado de restricciones técnicas, las instalaciones eólicas o las centrales hidráulicas del antiguo régimen especial "no pueden participar, mientras que otras centrales hidráulicas de características similares de grupos verticalmente integrados lo hacen habitualmente". Otro caso -añadía la asociación- es el de la reserva de potencia adicional a subir, "donde sólo están autorizadas determinadas instalaciones térmicas, cuando otras tecnologías, por ejemplo cogeneraciones, residuos y otras [termosolar], podrían prestar también dicho servicio". Así las cosas, ACIE denunciaba que "esta falta de presión de la competencia no está siendo abordada por la reforma eléctrica". Por otra parte, la asociación apostaba ya entonces "por la introducción de mecanismos de competencia que permitan a todos los operadores participar en igualdad de condiciones y atemperar, así, los efectos de situaciones anómalas de mercado como las que están aconteciendo". Entre las medidas que proponía ACIE, estaban "la creación del mercado organizado de gas, la participación efectiva de las instalaciones renovables en los servicios de ajuste, en particular en el proceso de solución de restricciones técnicas, el uso eficiente de las interconexiones, etcétera".


Servicios de ajuste son -según definición de Red Eléctrica de España, que es el operador del sistema eléctrico nacional- aquellos que resultan necesarios para asegurar el suministro de energía eléctrica en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad necesarias. Los servicios de ajuste pueden tener carácter obligatorio o potestativo. Se entienden como sistemas de ajuste la resolución de restricciones por garantía de suministro, la resolución de restricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios y la gestión de desvíos. Según datos de la Asociación de Empresas de Energías Renovables, APPA (contenidos en el Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2013), en el año 2012 los servicios de ajuste del sistema ascendieron a 1.147 millones, lo que supuso un ocho por ciento del total de los costes del sistema eléctrico, que ascendieron a 35.946 millones de euros, según la misma fuente. Abajo, lo que le cuestan al consumidor los servicios de ajuste, según ACIE. 



ECOIMPULSO's insight:

Otro buen "pellizco" económico del que solo disfruta el oligopolio porque si.


http://www.minetur.gob.es/es-ES/GabinetePrensa/NotasPrensa/2015/Paginas/20151218-procedimientos-electricos.aspx


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EconoNuestra » ¿Cuándo podremos generar electricidad 100% renovable?

EconoNuestra » ¿Cuándo podremos generar electricidad 100% renovable? | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
En el momento actual, parece que ya van quedando pocas dudas acerca de lo necesario que es para un país como el nuestro un sistema energético completamente renovable. Para empezar, por motivos puramente económicos: España importa prácticamente toda la energía fósil y nuclear que consume, que suponen el 86% de la energía primaria. Incluso sin considerar escenarios en los que se llegue a un pico petrolero súbito [1] –algo que no puede descartarse en absoluto-, es evidente que a corto o medio plazo el precio de los hidrocarburos puede experimentar fuertes aumentos de precio que creen problemas muy graves a nuestra economía. 

 

Por otra parte, para evitar un calentamiento global catastrófico los expertos estiman que es preciso reducir las emisiones globales en más del 50% en los próximos 35 años. Puesto que el 74% de la energía primaria de nuestro país es fósil, sólo una transición muy profunda (especialmente en los sectores con más potencial para la generación renovable, como el eléctrico) nos permitirá contribuir a alcanzar ese objetivo. Incluso, por primera vez desde la Transición, las propuestas acerca de un Plan Nacional de Transición Energética ocupan una parte considerable de la atención mediática en la campaña electoral, e incluso han obligado a partidos poco interesados históricamente en el tema a subirse al carro en el último momento.

 

Y sin embargo, al acercarnos al debate sobre el sistema eléctrico, normalmente escuchamos que la electricidad debería ser generada mediante un mix “diversificado”, en la que las energías renovables proporcionen una parte (mayor o menor, según a quién le preguntemos), pero siempre junto a otras fuentes no renovables como el gas natural, el carbón, la nuclear, etc; que tenemos que aceptar una fracción de hidrocarburos como un mal necesario y que, en el mejor de los casos, el 100% renovable es algo para dentro de mucho tiempo. Esto se repite tan a menudo que hemos terminado interiorizándolo: no estamos preparados. Los aerogeneradores y los paneles fotovoltaicos no bastan. El 100% renovable es ciencia ficción. ¿Pero es esto cierto? ¿Es imposible garantizar un suministro eléctrico totalmente renovable con la tecnología existente?

 

Pues bien, la respuesta es un rotundo no. En primer lugar, hay unos cuantos países que ya lo han hecho: Uruguay, Islandia, Costa Rica, Brasil o Noruega tienen un sistema eléctrico total o casi totalmente renovable. Estos casos son relativamente excepcionales, ya que todos estos países disponen de recursos renovables particularmente importantes. Sin embargo, sirven para ilustrar que no existe ninguna limitación fundamental o intrínseca, ni se necesita ninguna tecnología futurista para que un país de 200 millones de habitantes como Brasil produzca su electricidad sin emitir prácticamente CO2. Además, lo que realmente hace excepcionales a estos países es el tipo de recurso renovable del que disponen (hidroeléctrico, geotérmico), no su capacidad total de producción. En efecto, al contrario de lo que se suele pensar, el principal problema técnico que tienen que superar las energías renovables no es el de producir suficiente energía: con la actual tecnología fotovoltaica (FV) podríamos generar toda la electricidad que se consume en España con una superficie claramente inferior a la ocupada por carreteras. En un momento en que la FV ya compite en precio con las fuentes convencionales (y teniendo en cuenta que la suma de hidroeléctrica y eólica ya proporciona casi la mitad de nuestra electricidad), es evidente que la limitación en un país como el nuestro no viene de la capacidad de producción.

 

En realidad, el principal problema técnico que se debe resolver para lograr una penetración renovable muy alta es el de la controlabilidad: en un sistema eléctrico, las fuentes de generación deben equilibrar de manera instantánea la demanda de consumo, ya que de lo contrario se desperdiciaría energía o se producirían apagones. El problema está en que algunas fuentes renovables, como la FV y la eólica, dependen de la disponibilidad de su recurso (sol, viento), y por tanto no puede elegirse cuánta electricidad generan en un momento dado. Así pues, un sistema que estuviera basado sólo en eólica y FV tendría que tener suficiente potencia instalada para que, incluso en el momento de mínima generación –una noche con poco viento- se pudiera atender el máximo de consumo. Es fácil comprender que un sistema diseñado de esta manera estaría tremendamente sobredimensionado y resultaría difícil de sostener económicamente, y por eso se dice a menudo que las renovables necesitan fuentes fósiles “de respaldo” que cubran la demanda en esas situaciones.

 

Afortunadamente, este caso extremo no es muy realista por dos motivos: en primer lugar, porque también existen fuentes renovables que pueden regularse perfectamente, tales como la hidroeléctrica (salvo en periodos de grave sequía), la geotérmica o las centrales térmicas de biomasa. Esto hace que los países que pueden cubrir la mayor parte de su demanda con estas tecnologías (como los mencionados antes) alcancen el 100% renovable sin problemas de controlabilidad. En segundo lugar porque, cuando la generación supera el consumo durante un pico de generación solar o eólica, es posible utilizar sistemas de almacenamiento para acumular el exceso de energía y reservarla para momentos en que estas fuentes no están disponibles. Para ello, el sistema más utilizado actualmente son las centrales de bombeo: dos embalses a distintas alturas que pueden funcionar como generador (dejando caer el agua a través de una turbina como una presa normal) o como almacén (bombeando agua de nuevo al depósito superior y convirtiendo así la energía eléctrica en energía potencial). Además, existen otras formas de almacenamiento en desarrollo (aire comprimido y baterías para control rápido; P2G [2] para almacenamiento a largo plazo) que ya han probado su viabilidad técnica y sólo requieren ser desarrolladas hasta un nivel comercial. Otro tanto ocurre con el coche eléctrico, que sería un caso particular de batería, y que empieza a ser más visible en nuestras calles.

 

En el caso de España, la situación es bastante favorable para el establecimiento de un sistema totalmente renovable: por un lado, disponemos de un recurso controlable considerable (un 16% de la energía generada en 2014 fue hidroeléctrica, frente al 3.5% de Alemania, por ejemplo). Por otro, el recurso eólico y la irradiación solar son altos (sobre todo en comparación con otros países europeos), por lo que el potencial de generación renovable es muy elevado. En una tesis doctoral publicada recientemente, y de la que resaltamos aquí algunos de los resultados principales, se describe cómo se podría transitar a un sistema eléctrico 100% renovable en España, empleando tan sólo tecnologías disponibles en la actualidad. Básicamente, la transición requeriría tres cambios principales: en primer lugar, un aumento sustancial pero no exagerado de la potencia renovable (sería necesario instalar aproximadamente 35 GW eólicos y 25 GW fotovoltaicos, frente a los cerca de 20 y 4,5 GW que se han instalado en la última década), que podría lograrse mediante la repotenciación de los parques eólicos más antiguos y la generalización de la FV en tejados mediante una legislación razonable en materia de autoconsumo. En segundo lugar, la instalación de una cantidad moderada de renovable controlable adicional (unos 8-10 GW), típicamente centrales de biomasa (que podrían ser en parte ciclos combinados reconvertidos), geotérmicas o solares termoeléctricas con sales fundidas. Por último, un incremento de los sistemas de almacenamiento de unos 5 GW (de los que ya están en construcción o en proyecto al menos 3.3 GW). Hay que tener en cuenta que se trata de un programa de máximos: la complicación del sistema crece rápidamente a medida que uno se aproxima al 100% renovable. Si se mantuviera durante algún tiempo una pequeña cantidad de generación basada en ciclo combinado (un 10%, por ejemplo) dedicada exclusivamente a equilibrar el sistema, se reducirían en gran medida las infraestructuras de nueva construcción y se ganaría tiempo para implantar las medidas más complicadas.

 

Quizás lo más relevante de este estudio es que muestra que, en contra de lo que se suele pensar, en este mismo momento disponemos de la tecnología necesaria para generar toda la electricidad española de manera 100% renovable. Sería necesario, eso sí, llevar a cabo un programa de transición de cierta envergadura que tardaría dos o tres décadas en completarse. Para poner en contexto lo que supondría una transición de este tipo, vale la pena compararla con la transición energética que se planeó en los 70: en aquel momento, en un escenario de crisis energética global, los gobiernos de todos los países occidentales –con EEUU a la cabeza- tomaron medidas directas para modificar el funcionamiento de sus sistemas eléctricos, incluyendo iniciativas tan ambiciosas como la creación de reservas estratégicas de hidrocarburos por valor de decenas de miles de millones de dólares. Así, se decidió cuáles eran las tecnologías por las que se debía apostar y se planificó su implantación a lo largo de la siguiente década. Como puede verse en la figura, la estrategia comenzó con un rápido despegue de la tecnología nuclear (que había empezado a desarrollarse un poco antes y cuyos riesgos eran mucho menos conocidos). Sin embargo, la mayor parte de las tecnologías renovables disponibles actualmente proceden de programas públicos de I+D comenzados en aquella época (y que después se ralentizaron drásticamente cuando los precios del petróleo volvieron a bajar en los 80).

 

Incluso en España –donde este proceso fue inicialmente dirigido por las élites franquistas y terminó garantizando a las eléctricas de entonces (fundamentalmente las mismas que las de hoy) enormes beneficios a largo plazo a través de un rescate financiero en toda regla [3] – se tomaron decisiones que hoy en día se considerarían poco menos que estalinistas, tales como el cierre progresivo de las centrales de gasoil, la nacionalización de la red de transporte y la planificación de 10,5 GW de potencia nuclear (rebajando proyectos iniciales de 21,5 GW), con un coste esto último del orden del billón de pesetas (6.000 millones de euros al cambio actual). Una década después, la tecnología nuclear suponía un tercio de la generación nacional. El paralelismo con la situación actual es considerable, ya que la generación nuclear tampoco es controlable: así como no se puede sacar energía de un aerogenerador si no hay viento, un reactor nuclear no puede regular la electricidad que genera una vez que se ha encendido (salvo apagándolo, un proceso que lleva horas o días revertir). Podría entonces darse el caso de que, con varios reactores encendidos, la demanda bajara tanto que se desperdiciaría energía nuclear. Para evitarlo, hubo que modificar sustancialmente la manera en que operaba el sistema eléctrico, construyendo más de 2.5 GW de centrales de bombeo (del orden de las necesarias para integrar las renovables en la actualidad), que aun así no siempre pudieron evitar problemas, en ocasiones bastante graves.Además, y a diferencia de lo que sucede con las renovables, la nuclear tuvo que ser completamente importada, ya que nuestro país carecía de un tejido industrial y empresarial nuclear propio. Y sin embargo, con la economía en crisis y una renta per cápita en 1980 casi cinco veces menor que la actual, parece que de algún modo fue posible llevar a cabo aquel plan. ¿Por qué no habría de ser posible hacer un esfuerzo similar hoy, si a diferencia de lo que sucedió entonces serviría para mejorar nuestra economía, dar trabajo a nuestras empresas más innovadoras, crear empleo, aumentar nuestra soberanía, democratizar el acceso a la energía y reducir nuestras emisiones dramáticamente?

 

Los motivos son exclusivamente políticos: tras dos décadas de desregulación neoliberal, el Estado español ha perdido casi cualquier capacidad para planificar o incluso influir directamente en el desarrollo del sistema eléctrico, que está en manos de un oligopolio verticalmente integrado [4] y dedicado únicamente a la búsqueda del beneficio a corto plazo, si es preciso por encima del interés general. En ese sentido, la instalación de grandes cantidades de energía renovable no resulta económicamente rentable al oligopolio, que construyó en la pasada décadaun parque de centrales de ciclo combinado gravemente sobredimensionado. Y, por supuesto, la generalización del autoconsumo como método para fomentar la producción renovable choca frontalmente contra los intereses de estas empresas, que perderían una parte importante de su cuota de mercado. Por tanto, incluso aunque llegue al poder un Gobierno consciente de la importancia de esta cuestión (e incluso sin expresidentes en los consejos de administración de las eléctricas), la transición hacia el modelo 100% renovable, independientemente de su viabilidad tecnológica, no podrá ponerse en marcha mientras el sistema eléctrico siga respondiendo exclusivamente a la lógica de un mercado. Más aún, un sistema con una alta fracción de generación eólica y solar requerirá que toda la potencia controlable y toda la capacidad de almacenamiento disponibles se utilicen para equilibrar sus fluctuaciones de generación. Pero esto significa que la decisión de activar unas u otras fuentes de generación debe ser técnica (basada, por ejemplo, en un criterio de minimización de emisiones) y no económica. Esto no sólo es virtualmente imposible en un mercado marginalista como el actual sino que, a efectos prácticos, supone eliminar las prácticas especulativas de las que proviene buena parte de los beneficios del sector (los windfall profits suponen típicamente la mitad de los beneficios en España de las grandes eléctricas). No es sorprendente que hasta la nuclearizada Francia, que tiene un sistema eléctrico muy diferente al nuestro –pero a cambio retiene un considerable control público sobre su sistema eléctrico-, nos esté adelantando en la transición energética.

 

En definitiva, una electricidad completamente limpia está a la vez mucho más cerca y mucho más lejos de lo que se suele pensar: por un lado, la tecnología necesaria está lista o al alcance de la mano. Por otro lado, para poder utilizarla tenemos que romper el dogma neoliberal (que algunos parecen encontrar más inamovible que las leyes de la física) de que es aceptable que decisiones fundamentales para el futuro de toda la sociedad sean tomadas por un puñado de empresas que anteponen la perpetuación de su poder económico a todo lo demás. El verdadero problema que bloquea el camino es político, y no técnico: las fuerzas de mercado, por sí solas, nunca implantarán un modelo 100% renovable, o al menos no antes de que sea tarde, demasiado tarde. Ante una crisis energética y ecológica sin precedentes, los ciudadanos debemos tomar el control de algo tan crítico como el sistema eléctrico –ya sea indirectamente a través del Estado, o directamente a través del autoconsumo o la formación de cooperativas eléctricas- y reconstruirlo para asegurar el derecho a la energía a los que estamos aquí, y el derecho a un planeta habitable a los que están por venir.

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Los precios del ‘pool’ ponen en jaque la bajada de la luz en enero

Los precios del ‘pool’ ponen en jaque la bajada de la luz en enero | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

El mercado mayorista de la electricidad (pool) registró ayer la cotización más alta del año: 66,41 euros/MWh. El precio en este mercado, que se fija en subastas horarias de un día para otro, es el que pagan los 12 millones de consumidores domésticos acogidos al sistema de precios por horas (PVPC). A este coste hay que añadir el de los peajes y otros cargos regulados que, dependiendo del momento, suponen más o menos la mitad de la factura eléctrica de los pequeños usuarios.

Frente a un precio medio en 2015 de de 50,21 euros/MWh, el pool cerró ayer en los citados 66,41 euros/MWh y para hoy, jueves, en 61,91 euros/MWh. La subida de los precios que se viene observando en los últimos días, en que se han registrado máximos del año en determinadas horas, se debe básicamente al incremento de la demanda por el frío y a que la situación anticiclónica y la falta de agua han reducido la producción de las tecnologías renovables más baratas:la eólica y la hidroeléctrica.


Fuentes del sector, no obstante, señalan que el aumento del precio se debe a un aumento en las ofertas de venta de las hidráulicas en la segunda mitad del día. Porque, pese a que su coste variable es cero, la hidráulica embalsada se vende al precio de la térmica más cara (carbón o gas) porque se puede almacenar y optar por generar un día u otro.

 

Con esta situación meteorológica, el sistema eléctrico debe tirar de la generación con carbón y el gas, combustibles más caros cuyo precio, además, se ha visto incrementado por el encarecimiento de los derechos de emisión de CO2 que deben adquirir para producir. Según indica un experto, el CO2 se ha incrementado presionado por la celebración estos días de la Cumbre sobre el Cambio Climático en París.

 

El mayor peso en el mix de generación el día 2 de diciembre correspondió al carbón (un 29%), seguido de los ciclos combinados de gas (21%); la energía nuclear (18%); la eólica (9%); eólica (9%); hidráulica (8%); la solar (un 3%) y la térmica renovable, el 2% restante, según los datos de REE.

 

Los mayores precios que se avecinan para diciembre amenazan con dar al traste con la bajada de la factura del 1% que el Ministerio de Industria ha incluido en su propuesta de orden de peajes que entrarán en vigor el 1 de enero. El departamento que dirige José Manuel Soria, ha decidido congelar estas tarifas de acceso y recortar en un 20% (517 millones de euros) los llamados pagos por capacidad (incentivos al carbón y el gas), unos cargos regulados que REE endosa al precio de la electricidad que permitirán el citado recorte. A cambio, el pequeños consumidor verá encarecido el precio de la energía en el recibo.

 

Una evolución al alza de los precios eléctricos en las últimas semanas del año no es algo infrecuente. Ya ocurrió durante el diciembre negro de hace dos años, que derivó en una investigación por manipulación de precios por parte de las grandes eléctricas y ha terminado con la reciente multa de 25 millones por parte de la CNMC a Iberdrola. También en ese mes el Gobierno decidió anular la subasta Cesur y eliminar el antiguo sistema de suministro de último recurso y su sustitución por el PVPC, con el que el consumidor paga el precio del mercado en cada hora del día, que entró en vigor en abril de 2014.

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El regulador europeo pide información sobre la manipulación del mercado eléctrico en España

El regulador europeo pide información sobre la manipulación del mercado eléctrico en España | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Siempre hay una primera vez. También en la lucha contra la picaresca empresarial. El regulador europeo, la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (Acer), ha planteado un requerimiento de información a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia sobre el caso de manipulación del mercado eléctrico que la CNMC atribuye a Iberdrola.


Por primera vez, un organismo supranacional se interesa por el (mal) funcionamiento del mercado eléctrico en España. Según detalla la resolución de la CNMC, el superregulador europeo fue informado del caso el 17 de junio de 2014. Competencia informó a Acer contra la opinión de Iberdrola, la compañía sancionada el lunes con 25 millones. Iberdrola quería limitar el caso al ámbito nacional. Pero un reglamento comunitario ha permitido ampliar el foco del caso.


En concreto, la Sala de Regulación de la CNMC, la que realmente ha bregado contra Iberdrola, se acogió para trasladar el caso al ámbito europeo, al Reglamento 1227/2011. La norma comunitaria contiene la prohibición de llevar a cabo actuaciones con información privilegiada, la obligación de publicar información privilegiada y la prohibición de manipular el mercado.  “Esta última prohibición estaba vigente cuando se desarrolló la conducta de Iberdrola Generación” sostiene la resolución  de la CNMC en su página 51.

 

Fuentes de la CNMC han subrayado la importancia de que Acer forme parte del caso. Entre otras cosas, el organismoanalizará si la sanción impuesta a Iberdrola se ajusta a la gravedad de la infracción. Para Jorge Morales de Labra (empresario, patrono de la Fundación Renovables), la sanción es insuficiente para una alteración de precios que, según la CNMC, benefició a la compañía que preside Ignacio Sánchez Galán en 21,5 millones y encareció el mercado en 105 millones. "Ni siquiera se ha impuesto al infractor la sanción máxima prevista en la Ley (ley Eléctrica de 1997), que es de 30 millones de euros. La exigua multa hubiera sido mayor si se hubiera aplicado la reforma de la Ley Eléctrica  aprobada en 2013, que contempla hasta 60 millones de sanción por los hechos que se atribuyen a Iberdrola. "Se aplica la norma que estaba en vigor, más favorable a la compañía", explican en Competencia.


"No solo la sanción es escasa", sostiene Morales de Labra, sino que la actuación de la CNMC se ha quedado corta. "Ha actuado la Sala de Regulación", explica, "y el Consejo, con el presidente del organismo, José María Marín Quemada, ha dado conformidad; pero ha habido un claro abuso de mercado y la CNMC podría haber abierto un expediente paralelo a Iberdrola por abuso de mercado aplicando la Ley de Defensa de la Competencia".


Tampoco está satisfecha la asociación de consumidoresFacua. Su portavoz, Rubén Sánchez, destaca que "el caso pone de manifiesto la facilidad con la que se manipula el mercado en España y la pasividad del Gobierno al respecto". Facua, añade, estudia posibles acciones judiciales contra Iberdrola y recuerda cómo el Parlamento -con mayoría del PP- se ha negado a auditar el funcionamiento del sector eléctrico. Respecto a la multa, Sánchez explica por qué es insuficiente: "El presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, podría pagarla con dos años de sueldo".


La compañía, por cierto, niega "rotundamente" haber realizado cualquier manipulación fraudulenta de los precios mediante las ofertas de sus instalaciones de generación hidroeléctrica, por lo que presentará un recurso ante la Audiencia Nacional al considerar que su actuación "fue siempre correcta y ajustada a Derecho".

Una vez recibida la multa, Iberdrola, señalan fuentes de la CNMC, tendrá que depositar un aval y provisionar en sus cuentas la posible sanción. La media para que se resuelva un recurso de esta naturaleza es de cinco años. Eso explica que en la CNMC no exista una cifra cerrada, concreta, sobre las sanciones impuestas en los últimos años y las efectivamente cobradas.

 

Una estimación -imposible de contrastar- pero que se manejó en Competencia hace unos meses, fija en unos 800 millones de euros las cantidades pendientes de cobro por multas impuestas, años atrás, por los organismos que en 2013 pasaron a formar parte de la CNMC. Entre esos organismos estaban la Comisión Nacional de la Energía (CNE), la Comisión del Mercado de las Telecomunicaciones (CMT) y la Comisión Nacional de la Competencia (CNC).

 

En general, las compañías sancionadas interponen recurso de forma casi automática a las sanciones y los casos se prolongan durante años. A menudo, cuando el tribunal se pronuncia, la multa acaba siendo rebajada. Así les sucedió a buena parte de las sanciones impuestas hasta 2014. Se rebajó la multa de 88,6 millones a 13 navieras que formaron un cartel en la ruta del Estrecho; se eliminó la sanción de 61 millones a la asociación patronal Unesa y a las eléctricasEndesa (26 millones) e Iberdrola (21,6) por considerar que las pruebas se habían conseguido de forma ilegal. Por la misma razón se ha perdonado a Colgate Palmolive y se eliminó otra multa de 21,6 millones impuesta en 2009 a Mapfre y otra de 15,8 millones a Münchener. Hubo también recálculo a la baja de la multa impuesta a las otras cuatro aseguradoras (Asefa, Swiss, Scor Global y Caser) que llegaba a 83 millones.


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¿Se acabaron los juegos con el agua?

¿Se acabaron los juegos con el agua? | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Han sido necesarios dos años desde que ocurrieran los hechos; pero finalmente ha sucedido: el supervisor del mercado eléctrico ha sancionado a Iberdrola por haber manipulado fraudulentamente el mercado eléctrico utilizando para ello sus centrales hidroeléctricas.

Si me sigues, sabrás que mis denuncias sobre cómo la gestión del agua embalsada se utiliza para determinar el precio de la electricidad en España son tan numerosas que hay quien no duda en calificar mi actitud de obsesiva. Estoy convencido de que el tiempo me dará la razón. Está empezando a hacerlo.

Vayamos a la sanción. La sala de supervisión regulatoria de la CNMC, esto es, su brazo especialista en el mercado eléctrico, no el de defensa de la competencia, ha publicado una resolución de 81 páginas en la que acredita que, desde 30 de noviembre de 2013 hasta el 23 de diciembre de 2013, Iberdrola, la empresa con mayor potencia hidroeléctrica instalada en el país, subió artificialmente el precio al que ofertaba la energía de sus embalses hasta conseguir que ésta quedara fuera del mercado y, por tanto, fueran sustituidos por otras fuentes (principalmente, el carísimo gas natural).


Las fechas no son casuales. Como denuncié en su día, el 29 de noviembre de 2013 el Gobierno decidió por sorpresa retirar más de 3.000 millones de EUR que en principio tenía consignados en sus Presupuestos para “aliviar” la tarifa eléctrica y destinarlos en su lugar a paliar el maltrecho déficit público. El 19 de diciembre, por su parte, se celebró la subasta eléctrica que debía haber servido para fijar el precio de la luz de más de 10 millones de consumidores domésticos y que finalmente fue anulada tras detectar el supervisor —el mismo que ahora sanciona— comportamientos anómalos en la misma. Entre ambas fechas se produjo la que es, hasta la fecha, la mayor subida sostenida de precios del mercado mayorista de electricidad en sus más de 15 años de historia.

 

Pues bien, tras constatar en informes previos que el súbito incremento de precios se había debido a un cúmulo de circunstancias, tales como una inusual indisponibilidad de centrales nucleares y de carbón unida a una situación anticiclónica en invierno que provocó simultáneamente un incremento de la demanda y una caída de la producción eólica, la CNMC acredita ahora que lo que no puede considerarse casual es que, a la vez que ocurría todo esto, Iberdrola decidiera aprovechar para sacar también las centrales hidroeléctricas del mercado y agravar así la subida de precios.

 

El informe muestra que, a pesar de que los embalses se encontraban muy por encima de su cota media histórica para la época del año y de que los mercados de futuros no preveían ningún momento posterior en el que pudiera venderse la electricidad generada por turbinación del agua embalsada a precios superiores a los que se estaban produciendo en aquellas fechas, Iberdrola decidió ofertar el agua a precios muy superiores a los que lo había hecho tan solo unos días antes. Es más, según fue subiendo el precio mercado, Iberdrola fue desplazando sus ofertas a precios cada día mayores. Curioso comportamiento el de un  gestor que prefiere no vender “su” producto al precio más alto posible. Concluye el supervisor que el comportamiento solo puede tener una explicación racional: trataba de subir —aún más— artificialmente el precio del mercado.

 

Es más, el informe calcula el beneficio extraordinario que obtuvo la generación eléctrica de Iberdrola con este comportamiento y lo cifra en algo más de 20 millones de euros, ascendiendo a más de 100 millones el beneficio acumulado del total de productores eléctricos durante los 24 días de análisis. El cálculo es, en mi opinión, muy favorable a los intereses de Iberdrola dado que considera que el coste de oportunidad (el precio al que el supervisor considera razonable que se hubiera ofertado la producción hidroeléctrica) era el máximo que el mercado de futuros fijó durante el periodo. Mi argumento es sencillo: no cabe desconocer que el mercado de futuros está fuertemente influenciado por el de contado. Esto es, la propia subida de precios del mercado eléctrico de la que ahora se responsabiliza parcialmente a Iberdrola es determinante para que el precio del mercado de futuros correspondiente a la energía entregada en enero pasara de 52 €/MWh, el día previo a los hechos, a nada menos que los 64 €/MWh alcanzados el fatídico día de la subasta, que son los que utiliza la CNMC para estimar el beneficio de Iberdrola.

 

En otras palabras: el beneficio extraordinario obtenido por el parque generador de Iberdrola tomando como referencia los precios anteriores al periodo manipulado sería, en mi opinión, superior a 60 millones de EUR.

 

En todo caso, sean 20 o 60 millones de EUR  los que Iberdrola se hubiera embolsado de más con el “juego del agüita”, lo cierto es que la sanción de 25 millones de EUR impuesta resulta irrisoria. Sin duda es un incentivo a manipular nuevamente el mercado. Al fin y al cabo, va a ser muy difícil encontrar un caso tan claro y, de hacerlo, se necesitarían dos años de instrucción para imponer una sanción que, en el mejor de los casos, supera solo levemente el beneficio directo obtenido.

 

Ya no irrisorio, sino encolerizante, resulta que la actual ley del Sector Eléctrico prevea multas de entre 6 y 60 millones de EUR por tener un panel solar en casa y no declararlo, mientras que la manipulación del precio de la electricidad de todo el país se sancione con unos pírricos 25 M€. ¿Es esta la proporcionalidad que exigen los juristas a las leyes?

 

Ciertamente la sanción abre la puerta a otro tipo de reclamaciones. A parte de que creo que deberíamos exigir a la CNMC que investigue otros episodios en los que pudiera haberse reproducido el comportamiento —en el fondo, ¿cómo sabemos si esta manipulación ha sido puntual?— preveo una lluvia de demandas de los numerosos consumidores que firmaron contratos durante el periodo manipulado vinculados a los precios del mercado y que ahora podrán reclamar las pérdidas patrimoniales acreditadas. También se abre la vía de la posible responsabilidad penal por la manipulación y otras menos directas como, por ejemplo, la reclamación de los daños causados por las crecidas de los ríos que se produjeron solo un mes después.

 

No obstante, creo que la lección aprendida es que las sanciones son inútiles en estos casos. Debemos exigir a nuestros políticos una profunda reforma del mercado eléctrico, esa que llevan posponiendo legislatura tras legislatura, que impida que las eléctricas puedan manipular el mercado. Sobre todo con las centrales hidroeléctricas, que, además de ser irreplicables, al ser las únicas que permiten almacenar grandes cantidades de energía a largo plazo resultan claves para la gestión del sistema.

 

Ojalá y este escándalo sirva para que se imponga la elemental transparencia en el sector que nos permita a todos conocer el estado actual por el que estas centrales gozan de concesiones administrativas para utilizar NUESTRA agua. Creo que tenemos derecho a saber cómo se financió su construcción (incluida, en su caso, la utilización de presos de guerra para ello) y, sobre todo, durante cuánto tiempo y en qué condiciones se les otorgó un derecho que es, aún hoy en día, uno de los secretos mejor guardados del sector eléctrico en España.

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Nuevo informe: “Hacia un sistema eléctrico 100% renovable”. - El Observatorio Crítico de la Energía

Nuevo informe: “Hacia un sistema eléctrico 100% renovable”. - El Observatorio Crítico de la Energía | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

¿Es posible tener un sistema eléctrico 100% renovable? ¿Cuándo lo será? ¿Cómo han de ser los pasos que nos lleven hacia él? ¿Existen algunas condiciones (geográficas, regulatorias, institucionales…) que faciliten el camino?

 

La necesidad de cambiar nuestro actual modelo energético para hacerlo más sostenible y menos contaminante está fuera de toda duda. También lo está el hecho de que las energías renovables son un elemento clave para conseguirlo, especialmente en el sector eléctrico. Sin embargo, el sentir general es que tener un sistema eléctrico 100% renovable sería muy deseable pero resulta en realidad inviable. Este lugar común se debe en gran parte a la propaganda anti-renovable de los defensores de las tecnologías tradicionales (o más concretamente de los defensores de un modelo de negocio, el suyo, basado en tecnologías no renovables). Por un lado, en España se ha acusado a las renovables de todos los males del sector eléctrico, que se concretan en un precio de la electricidad bien por encima de la media europea y la existencia de un déficit de tarifa. Por otro lado han hecho hincapié en la impredecibilidad del sol y del viento, en su intermitencia; incluso han llegado a afirmar que es necesario, por cada gigavatio (GW) de central renovable, tener de respaldo una central de ciclo combinado de un GW.

 

En este informe trataremos de responder a las preguntas planteadas inicialmente, rebatiendo de paso los argumentos de tertulia de sobremesa que acabamos de ver. Para ello nos fijaremos en el ejemplo de Francia, un país que, partiendo de un sistema eléctrico menos renovable que el español, tiene objetivos más ambiciosos. El motivo para elegir este ejemplo y no otro (España, sin ir más lejos) es que Francia es de los países que más recientemente ha dado pasos explícitos hacia la transición energética. El estudio francés que resumiremos, relativamente reciente y con datos por tanto actualizados, resulta además muy didáctico a la hora de entender de forma general como funciona un sistema 100% eléctrico. España, que tras un notable esfuerzo inversor se había situado a la cabeza de la implantación mundial de energías renovables, ha dado por el contrario un paso atrás, por motivos fundamentalmente políticos, y podría decirse que la transición energética está prácticamente paralizada. En este trabajo discutiremos también cómo condicionantes no técnicos pueden afectar a dicha transición energética, y la comparación entre Francia y España puede aportar luz en ese sentido.

 

En la sección 2 de este informe repasaremos la Ley de Transición Energética que el gobierno francés aprobó en verano de 2015; discutiremos en la sección 3 la situación de partida de su sistema eléctrico, haciendo hincapié en los elementos clave de cara a la transición. En la sección 4, veremos cuál es el objetivo en el horizonte, planteado por la Agencia del Medio Ambiente y de la Gestión de la Energía francesa: un sistema eléctrico 100% renovable, compuesto de generación, redes de transporte, conexiones internacionales y sistemas de gestión de la demanda, que garantice el suministro incluso en periodos sin viento, sol o lluvia, sin necesidad de respaldo de centrales contaminantes, y que no sea sustancialmente más caro que las alternativas tradicionales. En la  sección 5, nos preguntaremos qué puede hacerse en España al respecto.

ECOIMPULSO's insight:

Puedes descargarte el informe completo aquí:

http://www.observatoriocriticodelaenergia.org/files_download/Hacia_un_sistema_electrico_100R.pdf


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En favor del autoconsumo energético | El Blog de Alejandro Sánchez

En favor del autoconsumo energético | El Blog de Alejandro Sánchez | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Hemos conseguido que se apruebe por unanimidad en la Asamblea de Madrid una Propuesta No de Ley de Fomento del Autoconsumo con Energías Renovables.

 

Ya tuvimos ocasión de hablar del autoconsumo en la Asamblea de Madrid en el debate de una PNL que presentó Ciudadanos el año pasado y que se aprobó con el voto en contra del PP, y también cuando se aprobó en diciembre una PNL que llevé al Pleno sobre transición energética y cambio climático, también con el voto en contra del PP.

 

Sorprendentemente esta nueva PNL, basada en los documentos de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, ha tenido mejor fortuna y el Partido Popular ha presentado una enmienda transaccional en lo que aparentemente supone un giro importante en el grupo Popular respecto de una opción de producción de energía que, desde luego, no tiene nada que ver con la ideología, sino que es una cuestión de sentido común, de beneficio económico, social y medioambiental.

 

Sin duda, el fomento de las energías renovables es fundamental para acometer un cambio de modelo energético al que nos impelen todos los organismos internacionales, empezando por la propia Unión Europea, que reclama para sí misma una producción de un mínimo del 20% de la energía procedente de energías renovables para el año 2020, es decir, dentro de cinco años. Y este cambio de modelo energético es además parte fundamental de un cambio del modelo productivo basado en la reindustrialización verde y sostenible, en los recursos autóctonos y en la generación de empleo, frente a la especulación inmobiliaria y la economía financiera que nos llevó a la terrible crisis de la que aún no nos hemos recuperado.

 

España es un país terriblemente dependiente del exterior en energía lo que nos cuesta del orden de 40-50.000 millones/año (aunque estos dos últimos años haya caído por el abaratamiento del petróleo). En consecuencia, todos los esfuerzos hacia el autoabastecimiento son pocos, aunque solo sea por meros criterios economicistas.

 

Por ello, y siendo España un país rico en energías renovables, en particular sol y viento, habiendo sido líderes mundiales en energía eólica durante años, es aún más incomprensible para propios y extraños la alergia del Partido Popular hacia todo lo relativo a las energías renovables. Cuando la lógica económica más elemental indica que es estratégico para nuestro país invertir y promocionar estas energías. Además las energías renovables ya han dejado de ser simples “energías alternativas”. Son competitivas económicamente, mucho más intensivas en empleo y son imprescindibles en la reducción de emisiones de gases efecto invernadero y en consecuencia en la lucha contra el cambio climático. Acabamos de asistir a la celebración de la Conferencia Mundial de París donde España, junto a la Unión Europea, se ha comprometido al fomento decidido de las energías renovables para conseguir una decidida descarbonización de la economía europea de aquí a 2050.

 

Y sin embargo, en Madrid no tenemos en la actualidad Plan Energético ni por supuesto una estrategia de fomento de las energías renovables. Por el contrario, según la Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid, aunque Madrid consume el 11,6% de la energía de toda España la Comunidad solo produce el 3,9% de la energía final consumida. Y la mayor parte de este porcentaje procede de la cogeneración por gas, y por lo tanto dependiente de combustibles fósiles de importación. Menos del 5% de la energía producida proviene de la solar fotovoltaica, lo que supone la ridícula cifra del 0,3% de la electricidad consumida. Sin embargo, ya hace años  Greenpeace calculó en un estudio que Madrid podría producir el doble de la demanda eléctrica necesaria hasta 2050 solo con energía fotovoltaica.

 

Además, a los beneficios económicos y medioambientales se suma la generación de empleo. Las energías renovables son muy intensivas en creación de empleo. Un reciente estudio de ISTAS señala que el autoconsumo y la generación eléctrica renovable distribuida podría generar 136.000 empleos en diez años, de los cuales 80.000 serían directos.

 

Como prueba de este dinamismo de las energías renovables en la creación de empleo se puede citar el estudio que se publicaba este mes de la Solar Foundation de EEUU, donde se señala que la industria solar creció en 35.000 empleos en 2015 mientras que las compañías de petróleo y gas cayeron en 17.000 empleos, de tal forma que hoy en EEUU la energía solar supera en número de personas empleadas a las energías fósiles. Y cifras similares se pueden dar para países europeos tan poco sospechosos como Alemania y el Reino Unido.

 

En conjunto, las renovables producen cinco veces más empleo que las energías convencionales por megavatio producido. La solar concretamente del orden de 7-10 empleos por MW frente a 1 del carbón o el gas y la nuclear muchos menos.

 

El autoconsumo eléctrico renovable es uno de los instrumentos más apropiados para reducir el impacto medioambiental de la generación eléctrica, y además no implica coste adicional alguno para el sistema eléctrico, ya que el espectacular desarrollo tecnológico unido a los altos niveles de radiación de nuestro país permiten que instalaciones de tecnologías como la solar fotovoltaica sean hoy en día rentabilizadas directamente mediante ahorros en la factura de suministro eléctrico sin necesidad de ningún tipo de ayuda.

 

Hemos conseguido aprobar esta PNL pero queda mucho camino por recorrer en materia de energía en la Comunidad de Madrid.

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Un huracán arrasa con las centrales nucleares españolas

Un huracán arrasa con las centrales nucleares españolas | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Los nuevos parques se limitarán a cobrar el precio del mercado mayorista de electricidad, el mismo que reciben las centrales de gas, carbón o nucleares

 

El 14 de enero de 2016 ya forma parte de la historia del sector energético en España. Tras cuatro años de barbecho impuesto por una moratoria instaurada por el Partido Popular nada más llegar al Gobierno, el país retomaba la inversión en energías renovables de la que un día fue líder mundial.

 

Y lo hacía mediante un mecanismo novedoso: por primera vez en España se adjudicaba una cierta capacidad de generación mediante una subasta. Quien menor precio ofertara por instalar parques eólicos o centrales de biomasa (materia orgánica) para producir electricidad,  ganaría.

 

El resultado ha sido espectacular: toda la capacidad eólica ha sido adjudicada a precio cero, esto es, no cobrará prima, complemento ni subvención alguno. Los nuevos parques se limitarán a cobrar el precio del mercado mayorista de electricidad, el mismo que reciben las centrales de gas, carbón o nucleares. Eso sí, lo harán con un enorme balance de impactos sociales y medioambientales a su favor. Ni CO2, ni óxidos de nitrógeno, ni riesgo de accidente nuclear, ni basura radiactiva durante decenas de miles de años…

 

Es más, resulta que ninguna de las centrales convencionales cobra solo el precio del mercado: las sucesivas normas aprobadas durante los últimos 20 años las han agraciado con sutiles conceptos, ininteligibles para el común de los consumidores, tales como pagos por capacidad, restricciones técnicas, regulación secundaria, gestión de desvíos… que contribuyen a incrementar sustancialmente sus ingresos por encima del precio del mercado mayorista. No será así para la nueva eólica, que cobrará exclusivamente el precio mayorista. Sin aditivos.

La biomasa sí contará con un aditivo, la retribución por operación, que la llevará a cobrar aproximadamente el doble que las nucleares; pero, atención, algo menos que las centrales de gas.


No pretendo profundizar aquí en las razones que han podido llevar a los promotores a presentarse a una subasta para obtener algo que podían haber conseguido sin la necesidad de ésta. Al fin y al cabo, jamás hubo moratoria para la instalación de parques eólicos que estuvieran dispuestos a cobrar el precio de mercado. Solo diré que tiene que ver con las expectativas de conseguir prioridad en la evacuación de energía en puntos de la red ya saturados y en la percepción —a mi juicio, errónea— de que obtendrían una cierta estabilidad de ingresos. Creo que, con independencia de las razones, lo sustancial es que ha quedado demostrado que la energía eólica ha conseguido ser competitiva con las tecnologías convencionales a pesar de los enormes impactos de éstas. La regulación debería centrarse en eliminar todos los obstáculos a su desarrollo, sean éstos referidos a redes o a configuración de mercados.

 

Llegados a este punto es inevitable preguntarse: ¿a qué esperamos para exigir a nuestros políticos un plan acelerado de transición energética? Si la nueva eólica ya es más barata que la vieja nuclear incluso olvidando las enormes subvenciones que ésta requirió para su construcción, ¿a qué esperamos para dejar de hipotecar a los bisnietos de nuestros bisnietos con la basura nuclear que hoy generamos?

 

Yo, de paso, también me pregunto, ¿por qué se ha excluido a la energía solar de la subasta si en países donde ha competido con la eólica, como en Chile, ha ofertado precios aún menores que ésta? No me digan que “cualquiera puede montar un panel solar en su casa”, que no me vale.

ECOIMPULSO's insight:

Excelente explicación de lo que ha sido la subasta de eólica y biomasa y lo que significa, que no nos lleva más que a preguntarnos, como hace Jorge, ¿a qué esperamos para exigir a nuestros políticos que avancen hacia la tan necesaria transición energética?

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Panorama - 2015: el año en el que la regulación del sector eléctrico español se convirtió en un asunto europeo - Energías Renovables, el periodismo de las energías limpias.

Panorama - 2015: el año en el que la regulación del sector eléctrico español se convirtió en un asunto europeo - Energías Renovables, el periodismo de las energías limpias. | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Por fin. Ha costado varios años de defensa a ultranza del Derecho Europeo por activa y por pasiva, pero ya parece que, en la era pre-post Soria, que diría Montalbán, hasta el Gobierno acepta que la regulación eléctrica viene de la Unión Europea, y por lo tanto ella tiene mucho que decir en este sector.  También está empezando a aceptar que la batalla jurídica sobre esta regulación se ha europeizado. No obstante, de momento se acuerda de Europa cuando le conviene.

 

Así, el Gobierno tuvo muy en cuenta a Europa cuando decidió informar sobre el sistema de apoyo a las renovables, con la intención de paralizar los procedimientos nacionales y meter el miedo en el cuerpo a las renovables. Por el contrario, en lo que se refiere a la normativa sobre autoconsumo, el Gobierno ignoró el Documento de buenas prácticas que publicó la Comisión Europea este verano, imponiendo un cargo discriminatorio a los autoconsumidores, que es doble si se utilizan baterías, prohibiendo el balance neto y dificultando todo lo posible la autorización de instalaciones de autoconsumo. Por eso, mientras la mayoría de procedimientos concluyen, el 10 de diciembre del 2015 se marca como fecha del último en la serie, contra el Real Decreto 900/2015 de autoconsumo. Se suma a una petición abierta ante el PETI (Comisión de peticiones) del Parlamento Europeo, y una denuncia ante la Comisión Europea, presentada en fechas ya casi navideñas en Bruselas.

Esta aplicación deficiente del Derecho Europeo, hace que el sector, en vez de centrarse al 100% en la construcción de nuevas instalaciones en un país con elevado recurso renovable, tenga que dedicar una parte importante de sus esfuerzos a luchar política y jurídicamente contra las vulneraciones del Derecho Europeo que causan un perjuicio directo a las energías renovables. Con todo, y a pesar de la regulación, el continuado desarrollo de las energías renovables en nuestro país es imparable.


El año 2015 ha sido un año de muy intenso trabajo en los diferentes litigios ante el Tribunal Supremo. Decenas de escritos y viajes, réplicas y contrarréplicas. En un claro ejemplo inteligencia colectiva,  con el sector colaborando más estrechamente que nunca, en el año 2015 hemos obtenido dos victorias parciales que demuestran un cierto cambio de aires en los tribunales. 

La primera es la relacionada con los Informes de las consultoras Roland Berger y Boston Consulting para la elaboración de la Orden Ministerial sobre los parámetros retributivos. El Ministerio no los aportó en el Expediente Administrativo, y trató de salirse con la suya. Lo peleamos de todas las formas posibles, durante meses, aprovechando todas las posibilidades que deja la ley, la penal incluida. Y finalmente, en marzo, logramos que el Gobierno, obligado por el Tribunal Supremo, no tuvo otra salida que hacer públicos los informes. O mejor dicho, el informe, porque sólo aportó el de Roland Berger, eso sí, con fecha de redacción de varios meses posterior a la publicación de la Orden. El de Boston parece ser que ni tan solo fue aceptado por el Gobierno. Y ello sirvió para sacarle los colores y para sumar argumentos a las demandas del sector renovable.

La segunda trata de las ayudas de Estado. El Gobierno pidió la suspensión de los litigios nacionales mientras la Comisión Europea decide sobre si los diferentes mecanismos de apoyo a las renovables en España son o no ayudas de Estado compatibles con el Derecho Europeo. Ello podría haber implicado un parón de 2-3 años, demasiado tiempo para muchos productores renovables que ya están con la soga al cuello. Pues bien, el sector renovable respondió unánimemente contra esta suspensión y el Tribunal Supremo desestimó la petición del Abogado del Estado. Por tanto, los procedimientos pueden seguir su curso, y es posible que para el año 2016 finalmente el Supremo eleve la cuestión prejudicial de derecho Europeo, cumpliendo así con su obligación nacida directamente del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea. Si así fuera, marcaríamos el año 2017 para obtener una sentencia. Si el Supremo incumpliese esta obligación, y no elevase esta cuestión prejudicial, tendríamos que plantear un recurso al amparo constitucional invocando el artículo 24 de la Constitución Española. 

En definitiva, son muchos los frentes abiertos, como podéis ver en el gráfico. En todo caso, la idea que queremos transmitir es que se va avanzando a paso lento pero firme hacia la resolución del embrollo renovable y que en ese sentido, todas las partes en la disputa judicial estamos de acuerdo en la europeización del problema y esto es un buen principio del fin.

ECOIMPULSO's insight:

Excelente e imprescindible resumen de las acciones legales que el despacho Holtrop S.L.P. ha realizado este año y los frentes abiertos que hay. Es cierto que es una labor lenta y tediosa, pero hay que hacerla y desde aquí quiero agradecer a todos los que colaboran en ello.

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La guerra de precios del petróleo y la transición energética | Periódico Diagonal

La guerra de precios del petróleo y la transición energética | Periódico Diagonal | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
El petróleo, el carbón y el gas natural constituyen el 81% de nuestro consumo de energía primaria, lo que significa que somos terriblemente dependientes de un recurso que obtenemos en mercados exteriores, endeudándonos seriamente.

 

España debe abordar con urgencia la transición energética para abandonar, lo más rápidamente posible, una economía basada en los combustibles fósiles y dirigirse hacia otro paradigma económico en el que los criterios directores son el ahorro, la eficiencia energética, la producción de energías renovables y un acceso justo y socialmente sostenible a los suministros. ¿Cuántas veces hemos leído esta aseveración? Todo el mundo está de acuerdo. Esta cantinela forma parte ya de los discursos oficiales que, como sucede en las cumbres sobre el clima, es un enfoque políticamente correcto y queda bonito pero que no se concreta nunca en compromisos concretos y vinculantes.


La mayoría de las fuerzas políticas que gobiernan o aspiran a gobernar España no parecen conocer otra economía que la que aspira al crecimiento indefinido, basada en el uso de los combustibles fósiles y la explotación de los recursos materiales, sin preocuparse de las claras señales de agotamiento. Y lo peor es que se resisten a considerar, ni siquiera a imaginar, otra economía que no comprenden. Pero a España no le queda otro remedio que abordar con urgencia la transición energética, no hay tiempo que perder, y debe hacerlo sin rodeos, sin subterfugios porque:

 

La industria petrolera está inmersa en una guerra de precios sin cuartel. El mercado del petróleo y del gas está soportando una guerra de precios a la baja, en la que los principales productores mantienen altas sus tasas de producción, a pesar del exceso de oferta, para expulsar del mercado a sus competidores, que pierden dinero al producir muy por debajo de sus costes.

 

La seguridad de suministro energético está en riesgo. Crecen las probabilidades del colapso de la industria petrolera a causa de la guerra de precios, que está provocando el cierre de explotaciones y la bancarrota de muchas empresas productoras. El mal trago de la industria repercute en los mercados financieros dejando en el camino muchos créditos fallidos, la dificultad de contratar seguros de cobertura y, en general, la retirada del dinero de los inversores de un mercado de riesgo.
 España actualmente no puede tomar decisiones soberanas en materia energética, porque importa el 100% de los productos petrolíferos y el 80% del carbón que consume, quedando al albur de los vaivenes en los mercados y los conflictos armados que estallan en Oriente y norte de África.

 

La quema de combustibles se traduce en deuda. Frente a las inversiones en energías renovables, que crearían una infraestructura productiva estable, la compra de combustibles es un gasto que representa una pesada carga en nuestra balanza comercial, en torno a los 43.000 millones de euros anuales.
 El cambio climático ya se está manifestando en España, en forma de fenómenos meteorológicos extremos, inundaciones, olas de calor, sequía y reducción de cosechas, por ejemplo. La reducción drástica de las emisiones de gases de efecto invernadero pasa, ineludiblemente, por el abandono de los combustibles fósiles.

 
La transición energética debe figurar en los proyectos políticos inmediatos, independientemente de cual sea el horizonte del poder o la composición de los gobiernos de España. Debemos encarar un cambio de paradigma económico que, partiendo de una economía desarrollista de base fósil, debe construir una economía circular y sostenible. Esta transición es ineludible porque seguir en la senda actual, como si los recursos fuesen infinitos o esperando que la tecnología resuelva mágicamente el cambio climático, es insostenible a medio plazo desde todos los puntos de vista. El cambio de paradigma no es una amenaza, ciertamente producirá grandes transformaciones económicas y sociales, pero lleva también en su seno enormes oportunidades de crecimiento. Ya sabemos que los gobiernos del pasado, de orientación capitalista y liberal son refractarios, lo han demostrado ya sobradamente, a abordar las necesarias medidas económicas y sociales que hagan posible este cambio de enfoque económico. Así que más nos vale que la política económica esté dirigida por gobiernos de cambio, con suficiente apoyo popular y sometidos al escrutinio ciudadano.

 

Los precios de los combustibles fósiles, el petróleo y el gas natural, no han dejado de bajar desde 2014. En junio de 2014 el precio medio del West Texas y el Brent estaba en torno a los 105 dólares el barril. A partir de ahí comenzó un persistente descenso de precios que a lo largo de 2015 no se ha detenido, salvo un ligero repunte veraniego.


Pero, como los precios del gas natural se fijan en referencia a los precios del petróleo y los precios del crudo se han desplomado, las exportaciones de gas natural licuado ya no son tan rentables como esperaban los propietarios de las instalaciones de compresión y regasificación. La desconfianza del mercado europeo y las incertidumbres sobre la seguridad de suministro del gas ruso abre expectativas de negocio a largo plazo para la industria gasista y, en particular, para la industria española, que sueña con convertir a España en un nodo de comercio de gas para suministrar a Europa,reduciendo su dependencia del gas ruso.


El petróleo tiene un precio muy inestable, que refleja fielmente las tensiones geopolíticas en las zonas de producción y en los mercados financieros. Por ejemplo, las sucesivas crisis del petróleo de 1973, 1979 o 1990, con subidas bruscas de los precios, se corresponden con conflictos graves en los países productores de Oriente Medio. Por otra parte, el descenso de precios de la década de los 80 y en 2007-2008, se corresponden con la depresión causada por anteriores crisis económicas o financieras.

Pero la actual caída prolongada del precio del petróleo tiene un origen novedoso. Comienza a causa de la baja demanda de los grandes consumidores, los países de Europa occidental, EE UU y China, sumidos en una profunda crisis económica que estalló en 2007 y que aún se hace notar ocho años más tarde. En una situación de baja demanda, el comportamiento lógico del mercado aconsejaría reducir la producción para recuperar los precios. Pero algunos países de la OPEP, especialmente Arabia Saudí y Rusia, se niegan a reducir la producción para recuperar los precios.

 

En la pasada crisis de exceso de oferta de los años 80, cuando la OPEP disminuyó la producción para que subiera el precio del barril, sus clientes fueron a comprar a otros proveedores y los saudíes perdieron cuota de mercado. Ahora, la OPEP produce 32 millones de barriles al día y los saudíes no están dispuestos a pisar el freno, porque no quieren perder su cuota de mercado. Rusia tampoco tampoco quiere reducir la producción, porque eso refuerza su posición y expulsa del mercado a muchos pequeños productores y, sobre todo, condena a la ruina a la pujante industria norteamericana del petróleo no convencional obtenido mediante fracking. La ley de la oferta y la demanda ya no sirve para explicar lo que algunos insisten en llamar “libre” mercado. Es una guerra en toda regla, con práctica generalizada de dumping, en busca de la hegemonía en el mercado petrolífero.

 

Además, se prevé un invierno inusualmente cálido en 2015-2016, a causa del ya innegable cambio climático, lo que contribuirá a una demanda más baja de lo esperado y reforzará el hundimiento de los precios.


Con exceso de producción y una demanda retraída, ¿qué se puede hacer con el crudo que no se vende? La solución es guardarlo para acumular un stock de reserva. Muchos países almacenan reservas de petróleo y otras materias estratégicas, para hacer frente a potenciales problemas de desabastecimiento y asegurar así el suministro durante un tiempo prudencial. 


¿Qué pasará si el precio del crudo se acerca a los 20 dólares y se mantiene pertinazmente en ese entorno? ¿Qué productores podrán mantenerse trabajando y perdiendo dinero indefinidamente? ¿Cómo se puede justificar el funcionamiento de una industria que ya no tiene sentido económico? Muchas empresas del sector del gas y el petróleo están quebrando y el paro en el sector se extiende. Cesar la producción para retomarla cuando vuelvan tiempos mejores no es una opción porque, cuando una compañía quiebra, despide a trabajadores muy cualificados, cierra explotaciones y se deshace de sus activos en concursos de acreedores. En otras palabras, se destruye tejido productivo y para retomar la actividad hay que volver a empezar desde el principio.

 

¿Qué consecuencias tendrá para los países productores una pérdida de ingresos tan significativa? ¿Qué puede pasar en Argelia, Egipto, Azerbajan o México, por ejemplo, con el cese de la actividad petrolera? Cada país tiene sus propias peculiaridades, es cierto, pero hay algo que tienen en común: unos ingresos del petróleo elevados han servido, hasta ahora, para mantener las redes clientelares de las élites dirigentes, además de un generoso flujo de subvenciones y subsidios, que engrasan la fidelidad de sus poblaciones. Pero la caída brutal de los ingresos puede traer consigo ajustes de cuentas, recorte de subvenciones y prestaciones sociales, penurias para la población y el inicio de una espiral de conflictos de resultado incierto. ¿Cómo nos afectarán las turbulencias y conflictos que, probablemente, se desatarán en nuestros países proveedores?


El petróleo, el carbón y el gas natural constituyen el 81% de nuestro consumo de energía primaria, lo que significa que somos terriblemente dependientes de un recurso que obtenemos en mercados exteriores, endeudándonos seriamente. Nuestro nivel dedependencia energética al exterior se situó en 2013 en el 86%, muy por encima de la media europea. Deberíamos reducir nuestro nivel de dependencia de los fósiles para recuperar soberanía energética. ¿Por qué esperar a que las turbulencias del declive del petróleo nos afecten gravemente? ¿Podemos asumir que los posibles conflictos en Oriente Medio y el norte de África no nos afectarán? Obviamente, no.

 

Tenemos unas metas que alcanzar y unos compromisos que cumplir para hacer nuestra aportación en la lucha contra el cambio climático. Tenemos los recursos necesarios: más horas de insolación que muchos países desarrollados, vientos abundantes, capacidad investigadora de excelencia, ingeniería del más alto nivel para ser tecnológicamente pioneros. ¿A qué estamos esperando?

Algunos grupos de poder, con intereses en el enorme negocio de la energía, ante la evidencia del cambio climático y el descrédito de un modelo de desarrollo económico indiferente ante el agotamiento de los recursos y los daños al medio ambiente, están tratando de armar un discurso que ensalza la necesidad de apoyarse en la energía nuclear como energía limpia, que no emite CO2, y en el gas natural como energía de transición. Pero la energía nuclear es insostenible y peligrosa, depende también de recursos materiales finitos y socializa los enormes costes de los residuos que genera. Por su parte, el gas natural también contamina, es finito y está sometido a las mismas turbulencias que el petróleo.

 

No dejemos que nos desvíen del objetivo de transitar hacia un modelo energético descarbonizado, basado en la generación distribuida de energías renovables y socialmente justo. Exijamos aquí y ahora medidas políticas ambiciosas a medio y largo plazo.


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EconoNuestra » Los privilegios del oligopolio eléctrico

EconoNuestra » Los privilegios del oligopolio eléctrico | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Durante casi toda la legislatura que acaba de finalizar, hemos oído en repetidas ocasiones por parte de los responsables del Ministerio de Industria que una de las principales razones causantes del encarecimiento del recibo de la luz eran las primas a las energías renovables, razonamiento que he desmontado en un artículo publicado en este blog. Sin embargo, en ningún momento hemos tenido la menor noticia de las generosísimas subvenciones que recibe la producción de energía basada en combustibles fósiles. Será casualidad, pero la práctica totalidad de las centrales basadas en esas fuentes pertenecen a las cinco grandes compañías eléctricas nacionales que, a efectos prácticos, funcionan como un auténtico oligopolio. En este artículo analizaré con detalle cuáles son esas subvenciones. Y si no quieren llamarlo subvenciones, llámenlo privilegios.


Uno de las características de las centrales térmicas que utilizan como combustible, gas, carbón o uranio es que el precio al que venden la energía producida es fuertemente dependiente de las grandes inversiones realizadas en la instalación (nuclear sobre todo), así como del coste de adquisición del combustible (gas o carbón), que está sujeto a infinidad de variables, no todas de orden económico y que escapan por completo al control y a la capacidad de influencia de las empresas productoras. De ahí que el inversor necesite garantías de recuperación de su inversión a lo largo de la vida útil de la central y que esas garantías no estén vinculadas únicamente al precio al que pueda vender la energía producida, si no que se asegure mediante otros ingresos. Como la energía es un activo imprescindible para el crecimiento económico de cualquier país, los gobiernos, sean del color que sean, tratan de asegurar a las empresas implicadas la recuperación de su inversión. Hasta aquí, todo lógico y razonable.

 

El problema surge cuando los inversores son pocos y muy poderosos y funcionan como un oligopolio, que es el caso de numerosos países europeos, entre ellos el nuestro. Entonces, muchos gobiernos se pliegan a sus intereses y confunden intereses nacionales con empresariales. La forma habitual de velar por los intereses de las grandes corporaciones del sector eléctrico es retribuir muy generosamente a estas mediante conceptos que, siendo necesarios para el buen funcionamiento del sistema eléctrico, no se justifican por las cuantías que reciben, enormes en ocasiones, ni por el oscurantismo con el que algunos responsables políticos tratan de disimular sus decisiones de favorecerlas.

 

Analizo a continuación los conceptos mediante los que se retribuyen las energías basadas en combustibles fósiles y en uranio. Puesto que estos conceptos han cambiado a lo largo del tiempo, dividiré el artículo en dos partes. En la primera analizo aquellos mediante los que se retribuyen en la actualidad; en la segunda, los que se utilizaron para el mismo fin en el pasado. Como era de esperar, esas retribuciones las pagamos los usuarios en el recibo de la luz. Con objeto de clarificarlo todo lo posible, indico en que parte del recibo repercute cada uno de los conceptos analizados, ya sea en el precio de la energía, ya en los conocidos como costes regulados.

 

1. Subvenciones en la actualidad; crónica clarificadora de una realidad oscura.


Servicios de ajuste del sistema. Algunas centrales de gas y carbón, por su singular ubicación geográfica, son requeridas en ocasiones por el operador del sistema, Red Eléctrica, para producir cantidades de energía no previstas inicialmente en el mercado mayorista. Debido a esa excepcionalidad, esas centrales cobran por la electricidad un precio muy superior al fijado por el mercado. La diferencia entre uno y otro llega a ser habitualmente del doble, aunque con picos que multiplican el valor del mercado por un factor 30. Dependiendo del mes del año, este concepto encarece el precio de la electricidad entre un 5% y un 20%.

 

Pagos por capacidad. Las centrales de gas y carbón obtienen una remuneración extra por el mero hecho de existir, y esto se justifica aduciendo que saber que existe esa disponibilidad introduce seguridad en el mercado. Esto ocurre en un sistema como el nuestro, que tiene un exceso de capacidad instalada de más del doble de la necesaria en los picos de demanda. El asunto llega hasta el extremo de que en 2014, hasta un total de 13 centrales de ciclo combinado, con un total de 5.900 MW de potencia, ¡funcionaron cero horas!. Este concepto repercute en un incremento del precio de la electricidad. En un recibo medio, suponen unos 50 € al año.

 

Servicio de Interrumpibilidad. De lo más peculiar y digno de la “Marca España”. Según consta en la página web de Red Eléctrica de España, “La interrumpibilidad es una herramienta de gestión de la demanda que aporta flexibilidad y respuesta rápida para la operación del sistema ante situaciones de desequilibrio entre generación y demanda. Este servicio se activa en respuesta a una orden de reducción de potencia dada por Red Eléctrica a los grandes consumidores que sean proveedores de este servicio, principalmente, la gran industria”.

 

Como es algo confuso, lo traduzco: es un servicio que se presta a la gran industria que es gran consumidora de energía (papeleras, cementeras, RENFE). Cuando hay una fuerte demanda de energía en el sistema y para evitar posibles cortes de suministro a los pequeños consumidores, se obliga a esas grandes industrias a reducir su consumo a cambio de una compensación económica, compensación que corre a cargo, como no, de los consumidores. El asunto tendría alguna lógica si el sistema no pudiera dar respuesta a la demanda, pero carece por completo de ella habida cuenta de que, como ya he dicho en el punto anterior, nuestro sistema eléctrico está sobredimensionado; de hecho, no se hace uso de este servicio desde 2009, pero sí se paga por él ya que supuso 550 millones de euros en 2014. Hasta el año 2014, el coste se repercutía en los costes regulados, desde enero de 2015, en el precio de la electricidad.

 

Costes extra peninsulares. Las centrales eléctricas situadas en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla llevan aparejados costes de explotación mayores que las peninsulares. Para mantener el principio de equidad, que se traduce en una tarifa eléctrica única para todos los consumidores independientemente de su lugar de residencia, el precio que pagan los consumidores insulares es igual que el satisfecho por los peninsulares, con lo que el sobrecoste por la generación extra peninsular se reparta entre todos por igual, algo de sentido común por otra parte. Lo que sucede es que en este concepto nos ahorraríamos una buena cantidad si se fomentaran las energías renovables en las islas, pues es un hecho que allí, la energía eólica y la solar fotovoltaica son más baratas que las convencionales. Los costes por este concepto son variables también de un año a otro, pero se sitúan alrededor de los 1.500 millones de euros por año. Se repercuten en los costes regulados.

 

Retribución al carbón nacional. Con objeto de mantener abiertas las cuencas mineras del noroeste de España, el precio al que se paga el carbón que alimenta los 11.5000 MW de potencia instalada que usan este combustible está subvencionado, pues de otra forma el carbón de importación, más barato que el de las cuencas mineras, haría que estas tuvieran que cerrar. Esta es una de las pocas subvenciones de las que la ciudadanía tiene noticias, aunque no por la claridad de los responsables políticos, sino por las protestas periódicas del sector. Representa alrededor del 15% del total de la energía producida y esa subvención encarece el precio de la electricidad.

 

Déficit de tarifa. El rey de las subvenciones encubiertas a las grandes corporaciones eléctricas. Solo la explicación de su origen y situación actual sería motivo de una enciclopedia. En este mismo blog he publicado un artículo explicándolo.

 

2. Subvenciones en el pasado, crónica verdadera de una historia          mentirosa


Costes de Transición a la Competencia (CTC). Con anterioridad a la liberalización del mercado eléctrico, las empresas productoras de energía tenían reconocidos unos derechos de cobro que aseguraban la recuperación de las inversiones realizadas en las diversas instalaciones. Tras la liberalización del mercado en 1997 y al no estar satisfechos en su totalidad esos derechos, se decidió introducir un concepto que asegurara la recuperación de la inversión en un escenario que, en teoría, sería de libre competencia. Inicialmente se fijaron en 5.95 pesetas/kWh (0,036 €/kWh). La diferencia entre lo que se reconoció inicialmente y lo recibido en la práctica se sitúa en 3.600 millones de euros, nuevamente pagado por el bolsillo de los consumidores. En la actualidad este concepto ya está liquidado, pero el litigio por ese sobrecoste se ha reactivado hace pocos meses. Jorge Fabra, ex consejero de la CNE y ex presidente de Red Eléctrica declaró el pasado mes de julio que los beneficios recibidos a lo largo de décadas por parte de las centrales nucleares mediante los CTC son los principales responsables del déficit de tarifa del sistema eléctrico.

 

Moratoria nuclear. En 1984, el gobierno del PSOE decidió cancelar la instalación de nuevas centrales nucleares, así como impedir la entrada en funcionamiento de las que en ese momento estaban en diferentes fases de construcción. Para compensar a las empresas implicadas por las inversiones ya realizadas, se diseñó un procedimiento para indemnizarlas en años sucesivos hasta 2020, período acortado posteriormente hasta 2015. El pasado día 26 de octubre hemos acabado de pagar el último “recibo” de la moratoria nuclear. La realidad es que, más de treinta años después, aún no sabemos cuánto hemos pagado realmente por este concepto, ya que la información accesible es confusa y oscura, como tantos otros detalles del sistema eléctrico; hay estudios que cifran las cantidades pagadas por los consumidores hasta la fecha en 9.000 millones de euros, cuando las cantidades originalmente fijadas superaban ligeramente 4.000 millones de euros.

 

Gestión de residuos radiactivos. El uranio, una vez que se ha fisionado en una central nuclear, deja como producto de la reacción unos residuos que son radiactivos y que deben ser almacenados con seguridad en los denominados cementerios nucleares. Ese proceso conlleva unos costes que los consumidores hemos pagado hasta el año 2005 en su integridad y hasta 2010 parcialmente. A partir de 2010, son las empresas propietarias de las centrales las que se hacen cargo de los mismos, pero como la vida de las centrales está próxima a su fin, resulta que los consumidores hemos sufragado estos gastos durante la mayor parte de la vida útil de las centrales. Esos costes han supuesto entre 60 y 100 millones de euros cada año.

 

3. Unas brevísimas conclusiones

Es imprescindible que los futuros gobernantes salidos de las urnas el 20-D introduzcan algo de luz en esta desoladora oscuridad. Es obvio que obtener energía es muy costoso y muchos de los gastos que acarrea su obtención son imprescindibles para el correcto funcionamiento del sistema, pero los ciudadanos nos merecemos saber qué cuesta y por qué cuesta eso. En definitiva, nos merecemos claridad y transparencia.


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“El Gobierno nos obliga a volver a desalar agua usando el petróleo”

“El Gobierno nos obliga a volver a desalar agua usando el petróleo” | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Jorge Morales, miembro de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, denuncia las restricciones del real decreto de autoconsumo para utilizar la eólica en las plantas desaladoras del Archipiélago

 

El empresario Jorge Morales de Labra, miembro de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, ha advertido de que el real decreto de autoconsumo que el Gobierno central aprobó el pasado mes de octubre impide que gran parte de las plantas desaladoras del Archipiélago utilicen energía eólica para abastecerse, una práctica que se ha extendido principalmente en la isla de Gran Canaria, pero también en Fuerteventura, y que permite abaratar costes en el sector agrícola, que utiliza para el riego de los cultivos el agua dulce generada en plantas alimentadas con energías limpias.

 

”El Gobierno nos obliga a volver a desalar agua con petróleo”, ha afirmado Morales de Labra en una entrevista en el programa 'La mañana en Canarias', de la cadena Cope. El experto en energía ha lamentado que el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, liderado por el canario José Manuel Soria, se haya “olvidado” de añadir una excepción al autoconsumo de energía eólica para desalar agua en este real decreto, “el más restrictivo del mundo” en esta materia. Y ello a pesar de que sí las ha contemplado para otros sectores, como el de los trenes o el de la llamada cogeneración para la industria.

 

Según ha explicado Morales, la normativa incluye una disposición que obliga a que la potencia eólica instalada sea menor que la potencia de la planta desaladora, una limitación que afecta a la posibilidad de autoconsumo de la mayoría de ellas, sobre todo a las más pequeñas. El miembro de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético explica que las empresas no utilizan esta potencia para generar más energía y exportarla, sino para compensar las horas de viento anuales, “que pueden ser 3.000”, frente a las de funcionamiento de la desaladora, que pueden triplicarlas.

 

En opinión de Morales, el decreto de autoconsumo obliga a quienes quieran alimentar las desaladoras con eólica a “convertirse en productores” y vender una parte de la energía. El problema, añade, es que por ella se le va a pagar “cuatro veces menos de lo que se paga por el fuel”, lo que lo convierte en “un negocio ruinoso”.

El experto vaticina que, a partir de abril, que es cuando expira el plazo para adaptarse a la normativa, muchas instalaciones dejarán de funcionar o volverán a hacerlo con energías fósiles. “Es una barbaridad”, concluye Morales, que precisa que uno de los costes más importantes es el vinculado al riego de las producciones agrícolas.

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La fuga de gas de Porter Ranch, una catástrofe invisible

La fuga de gas de Porter Ranch, una catástrofe invisible | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Una masiva fuga de gas en el condado de Los Ángeles genera un drama humano, ambiental y económico de gran escala.

 

La acaudalada comunidad de Porter Ranch, en el condado de Los Ángeles, sufre desde hace dos meses una catástrofe que no se ve, pero sí se siente, causada por una gran fuga de gas natural en uno de los mayores depósitos de este hidrocarburo en Estados Unidos.

 

El incidente ha obligado a que miles de personas abandonen sus hogares, se cierren las escuelas y las autoridades federales clausuren el espacio aéreo hasta el mes de marzo.

Los residentes, algunos de los cuales describen un olor que les recuerda a huevo podrido, se quejan de dolores de cabeza, naúseas, tos y otras dolencias, síntomas que para la compañía responsable de las instalaciones, Southern California Gas Company (SoCalGas), son efectos que solo tienen impacto en la salud en el corto plazo.

 

Al drama humano se suma el ambiental y el económico. Hasta la fecha se han vertido a la atmósfera más de 68,000 toneladas métricas de metano, según el conteo oficial y a tiempo real del Fondo de Defensa Medioambiental (EDF, por sus siglas en inglés). Esto es el equivalente a las emisiones de gases de efecto invernadero que generan 7 millones de automóviles. Se calcula que el valor comercial del gas vertido a la atmósfera supera los 10 millones de dólares. Hasta ahora se desconoce cuál fue el detonante del escape de gas.

 

“Desde el primer día, mi familia ha sido asfixiada por el metano que está saliendo del pozo”, dijo David Balen, padre de familia y presidente de la Asociación de Dueños de Casa Renaissance, complejo residencial que cuenta con más de 470 viviendas de lujo y está localizado a menos de una milla del origen de escape.

 

“Tengo un terrible dolor de cabeza", comentó Balen, quien siente como si alguien estuviera apretándole el cráneo. Según su testimonio, su hija Ariana, de ocho años, tuvo náuseas en la escuela y hasta le llegó a sangrar la nariz.

 

Fuentes de SoCalGas indicaron a Univision que los niveles de metano, bencina y otros hidrocarburos son tan pequeños que no podrían causar daños a largo plazo. El ser humano está constantemente expuesto al metano en el aire, aunque en altas concentraciones -según la Biblioteca Nacional de Medicina de EE.UU.- este gas desplaza al oxígeno, lo que conlleva un riesgo de hipoxia y la consiguiente pérdida de conocimiento.

 

Este miércoles, justo el día que se cumplen dos meses de fuga, la compañía energética accedió a la petición de la Fiscalía de la ciudad de Los Ángeles, municipio en el que se encuentra Porter Ranch, por la que SoCalGas se compromete a reubicar en un plazo de 72 horas a los vecinos que lo soliciten, a contrar servicios de seguridad para prevenir saqueos en propiedades vacías y correr con los gastos de contrataciones de unos jueces jubilados que se encargarán de supervisar el proceso.

 

La empresa ya estaba ofreciendo servicios de recolocación y 2,100 personas fueron instaladas en hoteles y viviendas en Pasadena, Beverly Hills y Newbury Park. Las demoras en los procesos de realojo han hecho que algunos vecinos, Balen entre ellos, se muden por sus propios medios. Cerca de 2,700 personas, según la compañía, esperan nuevo hogar temporal. SoCalGas está ofreciendo instalaciones gratuitas de sistemas de purificación y filtración de aire a las personas que decidan quedarse en sus casas.

 

El presidente y director ejecutivo de la empresa de gas, Dennis Arriola, publicó el miércoles una carta remitida a los afectados en la que ofrece sus "disculpas más sinceras" y asegura que cientos de empleados están trabajando contra el reloj para resolver el problema, aunque no prevé que se ponga fin a la fuga no se espera hasta febrero o marzo.

 

El epicentro de la fuga se encuentra en las instalaciones subterráneas de SoCalGas en Aliso Canyon, el principal almancen de gas natural de esta compañía que da servicio a 20 millones de clientes en el sur de California. La empresa inyecta hidrocarburos en esta reserva cuando los precios del mercado son bajos con el fin de mantener unas tarifas competitivas de cara al consumidor.


Hasta el momento, se ha tratado de detener la fuga mediante el bombeo de fluidos dentro del pozo con la idea de controlar la presión que está haciendo salir el gas y, así poder cerrarlo, dijo un representante de SoCalGas a Univison. También se ha intentado capturar el gas y retirarlo del pozo para enviarlo a otras partes de la infraestructura con el fin de disminuir la cantidad que se está escapando.

 

Estas tácticas no han tenido éxito y la única solución permanente es perforar un pozo de alivio, que se utilizará capturar el gas. El almacen dañado será sellado con cemento. Los operarios comenzaron a trabajar en el pozo de alivio a principios de diciembre.


"Hemos logrado un progreso importante en la perforación del pozo de alivio para detener la fuga y tenemos programado completarlo para fines de febrero o marzo. El pozo de alivio interceptará al pozo de fuga a más de 8,000 pies de profundidad y la operación es permanente, las 24 horas del día, los 7 días de la semana. Al 19 de diciembre, hemos perforado alrededor de 3,300 pies y hemos completado la segunda de cinco fases del proceso de perforación", declaró Arriola en su misiva.

ECOIMPULSO's insight:

Los datos impresionan, y todavía apostamos por el gas y hay quien sostiene que es más barato. Yo no lo entiendo. Hay que extraerlo, almacenarlo, transportarlo, distribuirlo. Es contaminante y provoca accidentes. La fotovoltaica, la eólica, la termosolar no tienen esas desventajas, creo. :-)

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A los promotores del proyecto Castor, les toca el Gordo. A la ciudadanía, las facturas

A los promotores del proyecto Castor, les toca el Gordo. A la ciudadanía, las facturas | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
A punto de iniciarse los cobros, las organizaciones sociales denuncian la enorme estafa y exigen que se congele el pago de la deuda generada por una indemnización que no debería haberse aprobado nunca. 

 

Diversas organizaciones de la sociedad civil preocupadas por el desenlace del proyecto de almacenaje geológico de gas natural Castor, alertan a la opinión pública y a los partidos políticos que a partir del 1 de enero de 2016 la deuda generada por la compensación a la promotora del proyecto Castor comenzará a ser incluida en las facturas de gas. Argumentan que la indemnización garantizada por el RDL 13/2014 que compensaba a ESCAL UGS por la renuncia a su concesión, obvió escenarios y soluciones que hubieran expuesto mucho menos a la ciudadanía. Las organizaciones consideran que se optó por la opción más favorable a la promotora (participada en el 66,6% por ACS, de Florentino Pérez) asegurándole un pago multimillonario con una celeridad impropia de un contexto de emergencia social. Por este motivo, en el marco de las inminentes elecciones, y de la inclusión de esta deuda en las facturas, las organizaciones urgen a los representantes de los diferentes grupos políticos a comprometerse en tomar acciones para evitar que sea la ciudadanía quien pague por este despropósito.


La campaña que se lanza hoy mismo y que incluye también un video viral, recuerda que el caso del Proyecto Castor tiene una causa abierta en el juzgado nº 4 de Vinarós, donde se están juzgando delitos de prevaricación medioambiental, contra el medio ambiente y los recursos naturales. También el RDL de la compensación del proyecto tiene tres recursos de inconstitucionalidad ante el Tribunal Constitucional, y en los últimos meses, el Tribunal Supremo ha fallado en contra de la declaración de impacto ambiental del gasoducto Castor, que fue fraccionada para evitar mayores exigencias. Ante tal escenario de presunta ilegalidad y manifiesta ilegitimidad e injusticia, las organizaciones sociales hacen un llamamiento para el no-pago de la deuda del proyecto, así como para que las instalaciones sean desmanteladas, puesto que ya se han demostrado como peligrosas e incluso innecesarias. La misma Comisión Nacional de la Energía alertaba ya en 2012, en referencia al sistema gasista, de cómo “se generan incentivos a los promotores a construir estas instalaciones cuando la retribución es suficientemente atractiva incluso aunque no sean necesarias por errores de la planificación, y de otro lado, se trasladan a la Administración y por ende al consumidor final los riesgos derivados de la incertidumbre en la evolución de la demanda de gas".

 

En la práctica, se calcula que la cantidad total que asumiría la ciudadanía podría ascender a más de 4.700 millones de euros, a pagar durante 30 años. A esta cantidad hay que añadir también los costes de mantenimiento, operación y administración en los que incurra Enagas, encargada de la hibernación indefinida de las instalaciones. Durante este tiempo, la deuda seguirá creciendo, y seguirá aplicándose a la factura del gas. Las organizaciones alertan que la principal afectación será para la ciudadanía de a pie, especialmente aquellas familias en situación de pobreza energética -una problemática que ya sufre el 17% de la población- y que tienen actualmente problemas para pagar sus facturas. Su endeudamiento crecerá, empeorando así su situación económica y afectando gravemente a sus condiciones de vida. Este hecho generará una situación manifiestamente injusta: mientras las empresas suministradoras de servicios básicos no cumplen con el servicio que deben ofrecer, se exige a la ciudadanía responder por un proyecto mal planificado, mal ejecutado, y que está actualmente en los tribunales. Además, las organizaciones recuerdan que los grandes consumidores, como pueden ser las pymes (y en especial las generadoras de electricidad a través de las centrales de ciclo combinado), también verán afectadas sus facturas de gas. Esto podría afectar también a otras facturas energéticas como las de la luz, por el encarecimiento que podría sufrir la producción de electricidad.

 

En 2014 las organizaciones ya denunciaron la opacidad durante todo el proceso, así como los peligros asociados -como el demostrado riesgo sísmico-, o las irregularidades administrativas. Ante el inminente inicio de 2016, exigen que se congele la ejecución del pago en las facturas como mínimo hasta que no finalicen los distintos procesos judiciales, y que se depuren realmente las responsabilidades. También apelan a la necesaria voluntad política para impulsar opciones energéticas que no sean fósil-dependientes, que no hipotequen a la población a 30 años y que no tengan severos impactos sobre la vida de las personas, el territorio y el medio ambiente.

 

La campaña, llamada #NoPagoCastor, que se ha puesto en marcha hoy, pretende hacerse eco entre las redes sociales a través de un video que presenta el Proyecto Castor como el nuevo “premio” de la Lotería de Navidad, que toca -a pagar- en esta ocasión a toda la ciudadanía. El objetivo es volver a situar el tema en la palestra mediática, para alentar reacciones políticas y ciudadanas y evitar que un caso tan flagrante quede impune y en el olvido.

 
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EconoNuestra » El modelo del PP para la eólica: “Cuestionemos el viento, no el mercado”

EconoNuestra » El modelo del PP para la eólica: “Cuestionemos el viento, no el mercado” | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Es habitual que el mercado, entendido como un espacio donde se asignan precios como resultado de cruzar ofertas y demandas, presente imperfecciones en su funcionamiento respecto a los modelos teóricos utilizados para su diseño, o respecto a la consecución de ciertos objetivos originalmente buscados; en estas ocasiones parece racional modificar dichos modelos para incluir efectos en principio no capturados o, por ejemplo, para incluir estímulos en la dirección en la que queremos que avance la sociedad. Lo contrario, mantener intacto el marco teórico, esperando que sea la realidad la que se adapte a un mercado ideal es, simplemente, dogmatismo.

En este artículo argumentaremos que este tipo de dogmatismo subyace a la subasta de 500 MW eólicos anunciada el 16 de octubre de 2015 y que tendrá lugar a principios de enero. El objetivo de esta subasta es volver a incentivar la instalación de aerogeneradores en España. Sin embargo, este nuevo modelo de subasta que ensaya el gobierno tendrá como consecuencia la instalación de parques eólicos que preferirán, en determinados momentos, parar voluntariamente los aerogeneradores a pesar de tener viento suficiente para generar electricidad, desperdiciando así un recurso gratuito. Será el precio absurdo a pagar por mantener en el altar de lo intocable a un mercado -el eléctrico- que falla por todas partes.


Esto que acabamos de enunciar no es obvio. Tal y como hemos señalado en otras ocasiones, el funcionamiento del sector eléctrico es esencialmente opaco, tanto que las barreras que se interponen ante un ciudadano que quiera entender qué está pagando en su factura parecen intencionadas. Para el caso que nos ocupa, es necesario entender al menos tres aspectos: (i) cómo se fomentaron las energías renovables desde principios de los 90, (ii) qué efecto tienen las energías renovables en el mercado de electricidad, y (iii) qué mecanismo de retribución propone la nueva subasta eólica. Si bien cada uno de estos aspectos merecería extensos escritos, nos limitaremos a plantear las ideas esenciales para construir nuestro hilo argumentativo.

 

(i) Cómo se fomentaron las energías renovables desde principios de los 90
España fue, hasta el frenazo renovable implementado mediante el Real Decreto Ley 1/2012 (una de las primeras medidas del gobierno de Rajoy), un país de referencia mundial en el sector renovable, especialmente el eólico. Este éxito fue el resultado de un modelo de retribución muy efectivo en impulsar la instalación de parques eólicos (y similar al de otros países de nuestro entorno como Alemania). La idea central consistía en garantizar, mediante una prima, una retribución al kilovatio-hora generado por el viento. Esta retribución la costeaban los consumidores mediante una parte del término fijo de la factura eléctrica y su cuantía era tal que la inversión tuviera sentido tanto para el inversor (en términos de rentabilidad económica) como para la sociedad en su conjunto (por la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero, desarrollo de tejido industrial, reducción de importación de materias primas energéticas, etc.). La idea destacable de este mecanismo es que, al ligar la remuneración a la electricidad generada, se incentivaban parques eficientes, bien mantenidos y ubicados en los mejores emplazamientos.

 

(ii) Qué efecto tienen las energías renovables en el mercado de electricidad
Cuando uno analiza cómo funciona el mercado eléctrico, observa fallos de diseño. Uno de ellos es que el precio que cobran todas las centrales lo fija la tecnología más cara en cubrir la demanda de esa hora. Por tanto, en la factura, el término de energía se nos cobra como si todos los kilovatios-hora los generase la central más cara, típicamente una de carbón o de gas y, sorprendentemente en nuestro país, también la hidráulica. El papel de las centrales hidráulicas en nuestro mercado es un tema especialmente relevante pues supone una clara sobrerremuneración para centrales con bajos costes variables y que gestionan el agua con un claro enfoque especulativo disfrazado en el ambiguo concepto del coste de oportunidad. Resulta por ejemplo muy significativo que los precios del mercado mayorista español estén entre los más altos de Europa en el año 2015, precios fijados especialmente por el carbón y el agua.

 

Otra anomalía es que las renovables disminuyen el precio del mercado, llegando incluso a hacerlo cero cuando hay mucho viento (en Alemania los nuevos parques llegan a ofertar precios negativos). El efecto puede ser a corto plazo positivo, y de hecho puede llegar a compensar las primas a las renovables explicadas en el punto anterior, como ya hemos analizado en este informe. Sin embargo, tener episodios de precio cero no deja de ser un sinsentido que a medio plazo lastra el desarrollo de renovables (¿qué sistema eléctrico soportaría frecuentemente precios cero?). Y lo que es peor para otras empresas del sector, reduce de forma inmediata lo que ingresan el resto de centrales. Así, resultó que fomentar parques eficientes, bien mantenidos y bien ubicados empezó a poner en riesgo los ingresos que otorgaba el mercado al resto de participantes.

 

En 2008 hubo cero horas a precio cero. En 2009 fueron 16 horas. En 2010 se llegó a un total de 331 horas. En enero de 2012 tuvo lugar el parón renovable. Si bien el argumento principal para este parón fue frenar el desbocado crecimiento del déficit de tarifa, una vez más un análisis detallado demuestra que si se hubiesen evitado muchas de las malas prácticas que permitió la liberalización del sector (tarifas artificialmente bajas para cumplir los objetivos de inflación de acceso al euro, sobrerremuneración en los Costes de Transición a la Competencia, sobrerremuneración de centrales hidroeléctricas y nucleares por “beneficios caídos del cielo”, etc.), el déficit de tarifa no habría existido. Sin embargo, este frenazo resultó muy efectivo para frenar el desarrollo de un sector que ponía en riesgo los beneficios de empresas que aún podían sacar provecho de explotar centrales viejas y contaminantes, sin perder de vista el interés de algunos actores en convertir nuestro país en un hub de gas natural merced al exceso de gasificadoras que pueblan nuestras costas.

 

(iii) Qué mecanismo de retribución propone la nueva subasta eólica
Está acabando una legislatura terrible en muchos aspectos. No es de extrañar que ahora, en un ambiente claramente electoralista, el gobierno anuncie a bombo y platillo gestos anestesiantes con el objetivo de difuminar la batería de medidas de los últimos cuatro años. En concreto, el Real Decreto 947/2015 de 16 de octubre convocó una subasta de 500 MW eólicos, sugiriendo que ya estamos otra vez en posición de retomar el verde camino de la sostenibilidad. El objeto de la subasta es el de asignar a los ganadores de la misma una retribución económica que impulse de nuevo la tecnología eólica. Se trata de una subasta a la baja, de modo que los ganadores se determinarán en base a cuánto están dispuestos a minorar esa retribución. Inexplicablemente, también es una subasta marginalista (el resultado de todos los ganadores lo fija aquél que ceda menos en minorar su retribución), lo que incentiva el comportamiento especulativo de grandes participantes.

El detalle importante es que esta retribución ya no será por kilovatio-hora generado, sino que se tratará de una cantidad de dinero fija anual por MW instalado, denominada Retribución a la Inversión, y que se sumará a lo que cobren por vender electricidad en el mercado. La cantidad puede variar desde un máximo de unos 63.000 €/MW al año (en ausencia de presión competitiva en la subasta; solamente esta cantidad permitiría prácticamente recuperar la inversión inicial al final de la vida útil de los parques) hasta 0 €/MW (escenario de extrema presión competitiva). La única condición para recibir esta retribución anual es la de generar un mínimo de electricidad al año; ese mínimo está entre el 55% y el 70% de la electricidad que (por comparación con el resto de parques en España) generarían de forma natural.

 

Queremos detenernos para analizar las consecuencias de este nuevo mecanismo de retribución. Si los parques eólicos van a ingresar una cantidad fija de dinero al año -además de lo que reciban de vender la electricidad en el mercado- entonces

desaparece el incentivo de generar electricidad en situaciones de precio cero en el mercado, ya que de hacerlo, no recibirían ingresos extra por esos kilovatios-hora. Más aún, el efecto de disminución de precios que provocan las renovables será también un efecto indeseable para los mismos propietarios de los parques eólicos.


Como consecuencia, los parques eólicos preferirán parar los aerogeneradores en situaciones de mucho viento antes que provocar una caída excesiva del precio del mercado. El mismo funcionamiento del mercado facilita este comportamiento, ya que los precios de la electricidad se fijan el día anterior en base a las expectativas de generación y consumo, de modo que, en términos técnicos, los parques dejarán de ofertar su electricidad a precio cero (como han venido haciendo desde la implantación del mercado eléctrico), con las consecuencias indeseables de presión al alza en los precios y, en última instancia, en la factura eléctrica.

No se trata de un caso aislado. Ya el Real Decreto 413/2014 que consumó el recorte a las renovables establece (y además lo hace de forma retroactiva) un sistema de retribución similar, en el sentido de que garantiza la recuperación de la inversión (formalmente, en la práctica es un recorte encubierto) e incentiva poco la producción. Ahora, aprovechando el bombo de reiniciar la instalación renovable, se profundiza en esta estrategia para el caso de la eólica al suprimir completamente el incentivo a la generación. Por tanto, tal y como indicábamos al inicio, el modelo de retribución que se ensaya en esta subasta abre las puertas a un nuevo escenario de profundo dogmatismo que podría enunciarse como sigue: “Si el viento reduce el precio de la electricidad en el mercado, cuestionemos el viento, no el mercado”. Así, el objetivo es, ante todo, mantener el modelo teórico del mercado eléctrico en el altar de lo intocable. Y, sobre todo, mantener constantes los beneficios que de este mercado saca el oligopolio eléctrico. El precio a pagar para conseguirlo no puede sino calificarse de absurdo: incentivar parques eólicos detenidos cuando más viento sopla.


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ECOIMPULSO's insight:

En definitiva, que la próxima subasta para nuevas instalaciones de producción eólica y biomasa con primas tiene "truco". Se convoca porque a pesar de la sobrecapacidad de generación en España, afortunadamente "hay demanda para seguir instalando renovables" porque los consumidores así lo piden, pero no se lo dan a cualquiera, ¡¡¡ estaría bueno !!! Para no perjudicar los intereses económicos del oligopolio, se lo dan al oligopolio y ellos se encargan de gestionarlo, para seguir manejando el precio del mercado.

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¿Puede España prescindir ya de la energía nuclear?

¿Puede España prescindir ya de la energía nuclear? | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Desde el punto de vista técnico es indiscutible que el cierre inmediato de la totalidad del parque nuclear español  no supondría riesgo alguno para la garantía de suministro eléctrico

 

En efecto, según datos de Red Eléctrica de España, responsable de calcular los niveles de garantía de suministro, tenemos una sobrecapacidad del 40% en el momento de máxima demanda, lo que equivale a más de 12.000 MW de excedente respecto del nivel recomendable. Sabiendo que el parque nuclear español, excluyendo Garoña, cuenta con 7.400 MW de potencia, es claro que tras el cierre nuclear nuestra sobrecapacidad aún superaría el 20%.

 

La cuestión, por tanto, se restringe al precio. Hay quien argumenta que el cierre nuclear llevaría a insoportables subidas en el recibo. Los siete grupos nucleares actualmente en funcionamiento producen anualmente unos 57 TWh, que suponen un 22% de la energía eléctrica del país. Recientemente hemos conocido que esta energía se ha retribuido durante los tres últimos años a través del mercado eléctrico a un precio medio de 44 €/MWh. A estos ingresos por mercado hay que añadir otros que, por desgracia, no se detallan, justificados mediante terminología incomprensible para la inmensa mayoría de ciudadanos cual es “banda de regulación secundaria” y “pagos por capacidad”.

 

No conocemos el precio que los inversores exigirían en este momento a la energía solar en España. El notorio interés de este Gobierno en que no se implante esta tecnología en el país ha impedido que se acometan proyectos de envergadura desde hace más de tres años. No obstante, los últimos datos de los que disponemos de la energía solar a gran escala en países como Estados Unidos o Chile la sitúan a precios del entorno de 60 €/MWh.

 

El cálculo es sencillo: 16 €/MWh de sobrecoste multiplicados por 57 TWh/año nos llevan a un sobrecoste de unos 900 M€ anuales que, sobre los más de 30.000 M€ que supone el recibo eléctrico anual del conjunto de consumidores, supone menos del 3% de éste.

 

Repite conmigo: sustituir hoy la totalidad de la energía nuclear por solar supondría un incremento máximo del recibo eléctrico del 3%.

 

Naturalmente el cálculo anterior se basa en la premisa de que se pagara a las nuevas centrales un precio razonable en relación a sus costes y de que el resto del parque generador siguiera ingresando lo mismo que ahora. Esto, que a primera vista puede parecer obvio, no lo es en absoluto en nuestro alocado mercado eléctrico, que consiente obscenas ganancias a algunas tecnologías a la vez que provoca fuertes pérdidas a otras. Es necesario, por tanto, diseñar bien la regulación que promoviera la sustitución si se quiere que ésta tenga los efectos deseados. Entre otros aspectos habría que garantizar que los importantes beneficios que en este momento aportan a las eléctricas sus centrales nucleares no se trasladaran a otras actividades. Es más, haciéndolo bien, el impacto económico podría incluso ser mucho menor debido a que la energía solar, a diferencia de la nuclear, funciona más en las horas en las que el precio de mercado es más caro.

 

En realidad, el 3% es conservador por dos razones. La más evidente, que los titulares de las centrales nucleares no soportan gran parte de sus costes, particularmente los derivados del riesgo de accidentes y de la gestión a largo plazo de sus residuos radioactivos. Solo con exigir que cubrieran el “agujero” de más de 1.000 M€ acreditado por el Tribunal de Cuentas en la entidad pública encargada de la gestión de residuos y ampliaran desde el vigente año 2085 hasta el año 12.000 —y soy generoso, porque los residuos seguirán siendo peligrosos después de 10.000 años— el periodo de cálculo de la responsabilidad, sus costes se verían incrementados muy por encima del precio actual de la energía solar, que no tiene ninguna de estas “externalidades”.

 

Pero es que, además, la sustitución no sería inmediata y la energía solar sigue reduciendo día tras día sus costes. Solo en el último año, por ejemplo, han bajado casi un 20% en EEUU según datos del banco de inversión Lazard.

 

Un último argumento para quienes siguen pensando que el riesgo nuclear persistiría con el cierre de nuestras centrales debido a la proximidad de las francesas: la central más cercana a nuestra frontera (Golfech) se encuentra a 140 km de ésta. Siendo cierto que un accidente nuclear de relevancia podría afectarnos, también lo es que los daños a esta distancia son potencialmente mucho menores. De hecho, la zona más afectada (denominada “de exclusión”) en los accidentes de Chernobil y Fukushima se fijó a 30 km de la central. Justo la existente entre Vandellós y Tarragona o entre Garoña y Vitoria Gasteiz.

 

Pongámonos, pues, en marcha, para sustituir ordenadamente la energía nuclear por renovables. Además de ser técnicamente viable y socialmente exigible resulta que es económicamente rentable.

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Multa de 25 millones a Iberdrola por una manipulación del precio de la luz que costó 105 millones a los españoles

Multa de 25 millones a Iberdrola por una manipulación del precio de la luz  que costó 105 millones a los españoles | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha impuesto una multa de 25 millones de euros a Iberdrola por manipular el mercado eléctrico para elevar artificialmente los precios de la electricidad. La compañía sigue negando las acusaciones y ya ha anunciado que recurrirá la sanción ante la Audiencia Nacional.


El superregulador considera, en cambio, probado que Iberdrola maniobró durante semanas a finales de 2013 para disparar el precio de la electricidad. La compañía, a través de su filial Iberdrola Generación, habría estado reduciendo intencionadamente la producción eléctrica de sus centrales hidroeléctricas y ofreciendo en el mercado la electricidad a precios artificialmente altos.

Con ello, Iberdrola habría conseguido elevar los precios del mercado mayorista de la electricidad –conocido como pool- durante las semanas previas a la subasta del 19 de diciembre de 2013 que fijaría el recibo de la luz del primer trimestre del año siguiente.

 

La sanción impuesta es de 25 millones de euros. En su resolución, la CNMC concluye que las maniobras de Iberdrola para alterar el precio desembocaron un encarecimiento del mercado diario de 7 euros por megavatio hora (de 80 a 87 euros/MWh), lo que generó un beneficio a la propia Iberdrola de 21,5 millones de euros.

 

Pero el impacto para el conjunto de la demanda –y que a la postre acabaron soportando todos los consumidores a través del recibo- fue de 105 millones de euros, según los cálculos de la CNMC. De hecho, el propio supervisor ha hecho una simulación de cómo habría evolucionado el mercado en caso de que Iberdrola no hubiera retirado la producción de tres de sus centrales hidroeléctricas y, en lugar del impacto de 105 millones de euros, el precio sólo se habría incrementado en 31 millones.

 

Hasta hace dos años, la evolución del recibo de la luz que pagan la mayoría de los consumidores españoles se fijaba a través de subastas trimestrales. A través esas pujas, en la que participaban las compañías eléctricas y también fondos de inversión, se determinaba aproximadamente la mitad de la tarifa, el componente energético, mientras que la otra mitad, los peajes, la determinaba directamente el Gobierno.

 

El sistema de subastas ya estaba en entredicho –o bajo sospecha-, pero fue la puja de diciembre de 2013 la que hizo saltar el sistema. Tras varias semanas con el precio eléctrico mayorista al alza, y con las eléctricas enfrentadas al Gobierno por la reforma energética, la subasta del 19 de diciembre disparó los precios un desorbitado 26%, lo que se habría traducido en un ‘tarifazo’ del 11% para más de 25 millones de consumidores.

 

El Gobierno decidió intervenir el mercado eléctrico, anuló el resultado de la subasta e impuso unilateralmente una subida del 2,3% del recibo para el primer trimestre de 2014. Y, a la postre, el Ejecutivo decidió acabar con el sistema de subastas e impulsó un nuevo modelo que trasladó todo el peso de fijación de los precios al mercado mayorista diario y que finalmente ha derivado en la actual tarifa horaria.

 

Tras esa última subasta, el Gobierno ordenó a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que realizara una investigación urgente sobre la polémica puja y entonces el regulador sólo encontró “circunstancias atípicas” que se habrían producido en las semanas anteriores a la subasta, pero no identificó responsables.


Ahora, dos años después, la propia CNMC ha sancionado a Iberdrola como responsable de esas circunstancias atípicas, como autor de una manipulación del mercado para elevar artificialmente los precios. Ahora, dos después.

ECOIMPULSO's insight:

Dos años después........ ya tenemos culpable de las "circunstancias atípicas" que concurrieron en la subasta Cesur de diciembre de 2013..........

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