Protermosolar exige reducir los pagos por capacidad a los ciclos combinados e hidráulica

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Protermosolar, la asociación española de la industria solar termoeléctrica, ha propuesto a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) once medidas cuya aplicación supondría según sus estimaciones una reducción de 17.300 millones de euros del déficit de tarifa.

Este plan ha sido elaborado en respuesta a la consulta pública abierta por la CNE por encargo del Gobierno y con el fin de buscar soluciones a este problema del sector energético que, a juicio de Protermosolar, no es achacable a las energías renovables.

Por un lado, Protermosolar propone una serie de medidas para recortar el déficit acumulado entre ellas: aplicar una cierta quita basada en la teoría del Tribunal Supremo de beneficio razonable por los ‘windfall profits’ de años anteriores;  realizar la regularización y liquidación final de los Costes de Transición a la Competencia todavía pendientes; exigir la devolución de los derechos de emisión que las eléctricas han recibido en los sucesivos años desde 2005 y que se han internalizado en el precio del pool.

También propone otra serie de medidas para reducir el déficit anual entre las que figuran bajar la remuneración a las centrales nucleares e hidráulicas; revisar los costes regulados de distribución exigiendo mayores niveles de eficacia y, por tanto, de reducción de costes; eliminar los pagos por interrumpibilidad a grandes consumidores al existir sobrecapacidad instalada; reducir los pagos por capacidad a los ciclos combinados e hidráulica y retirar los apoyos al carbón nacional, que son la causa del cambio de tendencia en los compromisos de reducción de emisiones.

Los responsables de Protermosolar también piden pasar a los Presupuestos Generales del Estado todos los costes que puedan calificarse de “apoyos sociales”, como los costes extrapeninsulares, el bono social, la subvención a Elcogas y  la moratoria Nuclear.

Por último también solicitan aplicar como ingresos al sistema parte de las subastas de derechos de emisiones por generación eléctrica a partir de 2013.

Empresas extremeñas del sector solar exploran oportunidades de inversión en Chile y México

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Cada vez más empresas españolas del sector energético ordinario y de renovables miran hacia el océano Atlántico, buscando las oportunidades del mercado iberoamericano. El último país en llamar a la puerta del sector español, especialmente en el campo de la energía eólica y solar, es Chile.

Una amplia delegación, política y empresarial, encabezada por el ministro de Energía de Chile, Rodrigo Álvarez, ha estado durante varios días entrevistándose en España con empresas y autoridades y viendo en primera línea cómo produce la industria eólica y solar española y cómo se genera electricidad.

El objetivo último de Chile es avanzar mucho más rápido que lo ha hecho hasta ahora en el campo de la generación de renovables y dar entrada para ello a inversores españoles. Según el ministro chileno, “aquí en España encontramos a los líderes en energía eólica y solar, que están dispuestos a invertir en Chile en la implementación de estas tecnologías”.

El país chileno pretende incorporar en los próximos años más de 2.400 MW de potencia instalada de energía eólica. El mercado chileno ya dispone de varios proyectos en marcha de generación eólica como los existentes en la región de Coquimbo. El gobierno de Chile avanzó que en las próximas convocatorias para su construcción se potenciará el uso de generadores de mayor potencia y altura para reducir la extensión de los parques existentes y minimiza su impacto medioambiental.

Hay que destacar que la multinacional Endesa tiene una gran importancia en el mercado de generación y comercialización en el mercado chileno, así como en otros mercados iberoamericanos, a través de su filial Endesa Chile. Aunque cada vez más pymes del sector de las renovables han comenzado a sondear este mercado, entre ellas varias extremeñas dedicadas a la instalación industrial y a la consultoría estratégica que han visto como el último Real Decreto de moratoria de primas a las renovables reducía sensiblemente sus oportunidades en Extremadura y España tras más de un lustro de proyectos ejecutados.

Otro de los campos de mayor potencial en el mercado chileno pasa por un mayor desarrollo de la energía fotovoltaica a nivel industrial e incluso por la instalación de plantas termosolares, que en algunas zonas del país con un alto número de horas de radiación solar podrían resultar rentables. La zona del desierto de Atacama ya cuenta con diferentes instalaciones, alguna de ellas con un carácter muy experimental.  La delegación chilena se entrevistó en Madrid con el ministro de Industria, Turismo y Energía, José Manuel Soria.

Otro de los países que en los próximos tres años quiere impulsar más el desarrollo de las renovables es México, cuya Secretaria General de la Energía ha anunciado un plan de fomento de la energía solar de todo tipo, tanto a nivel individual como de grandes instalaciones de generación. Al igual que ocurre en Estados Unidos, debido a su alto potencial de radiación social, varias grandes empresas españoles del sector termosolar han comenzado a sondear este mercado. Su principal problema radica en el alto coste de evacuación de la electricidad desde las zonas con mejor potencial hasta los centros de distribución y consumo.

Extremadura tiene 24 proyectos y 992 MW de potencia en el registro preasignado de renovables con derecho a prima

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Extremadura ha logrado incluir a 24 proyectos energéticos en el registro de preasignación del régimen especial del Ministerio de Industria, Turismo y Energía con derecho a prima. Según la última lista de proyectos del régimen especial de fecha 12 de enero del 2012, de las 24 proyectos extremeños inscritos, 19 son plantas tersomolares; dos son plantas de biomasa y tres son proyectos de cogeneración y biogás.

Extremadura ha logrado que antes del cese de las primas establecido por el Real Decreto de Industria con carácter temporal pero no definido, puedan acogerse a las primas más de 990 Megawatios de potencia, de los que más de 948 proceden de proyectos termosolares. Ningún proyecto eólico de los aprobados en Extremadura por la Junta de Extremadura figura en el último listado de preasignación. También cuentan con preasignación con derecho a prima 269 pequeños proyectos de fotovoltaica.

Si comparamos los proyectos termosolares con preasignación por parte del Ministerio de Industria según su origen geográfico se observa cómo Extremadura y Andalucía han logrado incluir el mismo número de plantas -19 en cada caso- aunque la potencia instalada en la comunidad extremeña será mayor (948,90 Mw) que en la andaluza (933 Mw). Muy por detrás de ambas se encuentra la tercera región española en proyectos termosolares, Castilla La Mancha que ha logrado incluir 16 plantas termosolares aunque muchas de ellas de menor potencia hasta sumar en conjunto 425 Mw.

De las plantas termosolares con derecho a prima en la región, 13 se encuentran en la provincia de Badajoz y seis en la de Cáceres, todas ellas de 49,90 o 50 Mw de potencia, el máximo permitido con derecho a prima. En Cáceres destacan las cuatro plantas que Abengoa promueve en Logrosán en el Proyecto Solabén, y las de Majadas y Central Galisteo-Valdeobispo. En la provincia de Badajoz figuran las dos de Termosolar, La Risca, las tres de Extresol, Astexol, Casablanca, La Florida, La Dehesa, Consol Orellana, Olivenza 1 y Extremasol.

Entre los proyectos de biomasa destacan la planta de Acciona en Miajadas de 15 Mw ya en funcionamiento y la que última Ence Energía y Celulosa en las cercanías de Mérida de 20 Mw. El otro proyecto previsto por Ence en la región, el de Alcántara, no figura en el proyecto de preasignación del Ministerio de Industria.

Finalmente figuran con derecho a primas tres proyectos de cogeneración o biogás: una central de generación eléctrica de biogás en el vertedero de Badajoz de 0,80 Mw; una central de cogeneración en Badajoz de 3,83 Mw y otra de cogeneración de la empresa Del Pozo de 4 Mw.

Hasta que se levante la moratoria establecida en el Real Decreto de primas a los proyectos energéticos del régimen especial, no habrá dinero para nadie más.

Foto: SXC

La mayor industria cárnica de Extremadura cambia el fuel oil por la biomasa

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La mayor industria cárnica de Extremadura y uno de los mayores mataderos de vacuno de España, El Encinar de Humienta, situado en la localidad cacereña de Almaraz, ha cambiado el fuel oil por pellets de madera al sustituir el quemador de una caldera de vapor de 1.000 Kw.

Al igual  que otras grandes industrias agroalimentarias, el matadero de El Encinar de Humienta, necesita durante todo el año transmisión de calor a altas temperaturas y vapor, para lo que utiliza una caldera de vapor de 6 bares de presión con una capacidad de producción de 1.400 Kg/h (1.000 Kw).

Hasta ahora, la industria consumía una media de 1.000 litros de fuel oil al día, con un consumo global al año de 200.000 litros. Con el objetivo de ahorrar costes y optimizar procesos industriales, los responsables de El Encinar de Humienta decidieron elegir un quemador de biomasa de 1.000 Kw alimentado con pellets. Además, gestiona las cenizas antes de la boca de fuego y quema los gases obtenidos en su parrilla de gasificación.

Junto con la instalación  de la nueva caldera de pellets, la industria ha tenido que construir un almacén o silo de chapa, con una capacidad de 37 toneladas de pellets que se pueden transportar mediante medios mecánicos.

Con los precios actuales del gasóleo, el ahorro previsto por los responsables de la industria cárnica se acerca al 50%, esperando amortizar la inversión en la caldera de biomasa en dos años, además de reducir notablemente las emisiones de CO2 a la atmósfera.

El Encinar de Humienta es el matadero con mayor volumen de sacrificios y comercialización de la IGP Ternera de Extremadura, y está considerado como uno de los mayores de España en el despiece y envasado de carne de vacuno para grandes grupos de distribución y carnicerías de toda España y el extranjero.

Endesa mejora el TIEPI total un 30,8% en Extremadura en el año 2011

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La compañía Endesa, una de los tres grandes operadores de energía en la comunidad de Extremadura, ha logrado una mejora notable del suministro en la región en el último maño. El TIEPI  total (Tiempo de Interrupción Equivalente a la Potencia Instalada)  durante el pasado año 2011 fue de 83 minutos frente a los 120 minutos del año 2010. Es decir, la calidad en el suministro ha mejorado un 30,8%. Aunque la mejora en las condiciones y calidad del suministro no sólo se ha producido en el último año sino que viene siendo una constante en los últimos años, ya que desde el año 2003 el índice TIEPI total ha mejorado un 48% en la región.

A nivel del mercado español, Endesa ha obtenido durante 2011 un nivel de calidad de suministro eléctrico récord, equiparable al de las mejores empresas eléctricas europeas, con un TIEPI total (Tiempo de Interrupción Equivalente a la Potencia Instalada) de 76 minutos en el conjunto de Comunidades Autónomas en las que distribuye energía, lo que supone una mejora del 26,9% respecto a 2010.

Teniendo en cuenta el total de las interrupciones del suministro, la disponibilidad de la red de Endesa en el conjunto de los territorios en los que distribuye electricidad ha sido del 99,99% en 2011. Según Endesa, “para Andalucía y Extremadura, 2011 ha sido el mejor año en calidad de suministro desde que se tiene registro. El TIEPI de la comunidad andaluza fue de 90 minutos, mientras que el de Extremadura fue de 83 minutos”.

Esta evolución positiva se ha producido también en las ciudades servidas por Endesa, la mayoría de las cuales no superan la media hora de interrupción al año, una calidad que está por encima de la media del sector eléctrico español. “Todos estos resultados han sido posibles gracias a las mejoras introducidas en la tecnificación de la red, su topología, los sistemas de gestión y al extraordinario esfuerzo inversor de Endesa durante los últimos años”, asegura la propia compañía.

Foto: Endesa

La energía nuclear fue la tecnología que más electricidad aportó en España en 2011

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Según los datos portados por Foro Nuclear a partir de las estimaciones de Red Eléctrica de España, la energía de origen nuclear fue la tecnología que más electricidad aportó al sistema eléctrico español durante el pasado año 2011.

En total, la energía nuclear aportó el 19,64%, por delante de la energía suministrada por las plantas de ciclo combinado con un 17,37% y la energía de origen eólico con el 14,82%. Entre estas tres fuentes de energía han aportada más del 50% de la energía producida en España el pasado año.

En cuanto al reparto por tipos de energía suministrada, las fuentes del régimen ordinario -hidráulica, carbón, nuclear, fuel/gas y ciclo combinado- aportaron en total el 66,48% de la electricidad. Mientras, las fuentes del régimen especial -eólica, biomasa, solar fotovoltaica, solar termoeléctrica, hidráulica y cogeneración- fue la responsable de la generación del 33,52% del total de la electricidad.

Según Foro Nuclear, además de que la energía nuclear ha sido la fuente que más electricidad ha producido y más horas ha  operado a lo largo del pasado año (7.409 h), su producción ha representado el 40,05% de la electricidad libre de emisiones generada en España.

Extremadura, gracias a la Central Nuclear de Almaraz, es una de las regiones punteras en producción de energía de origen nuclear en el mercado español.

La sequía provoca que la producción hidroeléctrica sea un 18% menor en el 2011 que la media histórica

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La fuerte sequía que azota el sur de la península, y que está resultando especialmente dura en Extremadura -con casi tres meses sin apenas precipitaciones- está castigando la producción hidroeléctrica.

Ya lo hizo el pasado año 2011, según los datos del avance de producción de Red Eléctrica de España. “El producible hidráulico en España se situó en 22.954 GWh, un 18 % inferior al valor medio histórico y un 37 % menor que el registrado en el 2010 (año destacado por una elevada hidraulicidad). Las reservas hidroeléctricas del conjunto de los embalses finalizaron el año con un nivel de llenado del 54 % de su capacidad total, frente al 66 % del año anterior”, asegura REE.

De no llover en el mes de febrero, el nivel de llenado bajaría del 50% en muchos pantanos, a pocos meses de comenzar la campaña del regadío de tomate, maíz y arroz en zonas tan importantes para la región como las Vegas del Guadiana.

Hay que recordar que la producción eléctrica de origen hidráulico es especialmente importante en la comunidad extremeña, donde existen cinco centrales con más de 100 Mw de potencia: Gabriel y Galán, Torrejón, José María Oriol, Cedillo y Valdecañas. Extremadura es la tercera región española, sólo por detrás de Galicia y Castilla y León con una potencia hidroeléctrica instalada más importante, de 2.292 Mw.

En el año 2010, último con datos oficiales por comunidades autónomas, la producción de energía hidroeléctrica en Extremadura, superó los 4.000 Gwh.