Portugal cierra las puertas a más renovables con primas que representan el 35% de su mix eléctrico

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Las empresas españolas del sector de las energías renovables que esperaban reducir el impacto de la moratoria de las primas al sector aprobado en España con un mayor negocio en países vecinos se han encontrado con una coyuntura similar en Portugal.

El Gobierno portugués del primer ministro Passos Coelho ha decidido suspender también las concesiones de nueva generación al régimen especial justificando el exceso de potencia instalada y también el creciente déficit tarifario que acumula 2.500 millones de euros en los últimos cinco años.

Ya desde principios de año, el nuevo Gobierno portugués comenzó a adoptar distintas medidas legislativas para frenar el pago de nuevas primas al sector de las renovables. El sector más perjudicado por la medida es el de la energía eólica, el más potente del sector renovables portugués. La ley aprobada en Portugal deja la puerta abierta al apoyo de “proyectos relevantes para el interés general”, sin concretar el tipo de energía al que se refiere ni su posible remuneración vía primas.

La fuerte crisis económica y empresarial de Portugal ha provocado una sensible caída del consumo energético en el último año. Según los datos del REN, el gestor eléctrico portugués similar a REE en España, el consumo en el 2011 habría caído un 3,2% hasta totalizar 50.511 Gigawatios hora, mientras que en ese mismo periodo la capacidad de generación se habría incrementado en un 5,2% hasta los 18.892 Megawatios de potencia.

Durante los últimos años, la presencia de las energías renovables en el mix eléctrico portugués ha crecido de forma significativa, hasta representar el 35% del total frente al 22% de la energía hidroeléctrica, el 22% de los ciclos combinados de gas y el 16% del carbón. Tradicionalmente el precio de la electricidad ha sido más elevado en Portugal que en España por la no presencia de la energía de origen nuclear en el mercado luso. Extremadura es un punto clave en las interconexiones eléctricas de los dos operadores ibéricos.

El Gobierno de Extremadura pide dos contratos por año y un IVA del 8% en la tarifa eléctrica para los regantes

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Las cooperativas y organizaciones de agricultores y ganaderos siguen reclamando una tarifa eléctrica especial para su sector, tras la desaparición de la existente en el año 2008. Y esta vez ha sido el propio presidente del Gobierno de Extremadura, José Antonio Monago, quien ha declarado durante la presentación de las peticiones extremeñas sobre el nuevo Plan Hidrológico Nacional y el Plan Nacional de Regadíos, que sería conveniente un nuevo modelo de tarifa con dos contratos por temporada y con una rebaja del IVA del 18% actual hasta el 8%.

Por su parte, el consejero de Agricultura, Desarrollo Rural Medio Ambiente y Energía de Extremadura ha asegurado que el Ministerio de Industria “tiene que hacer algo para la bajada de las tarifas eléctricas para los regantes”.

Desde la Federación Nacional de Comunidades de Regantes (FENACORE) se ha venido reclamando desde el año 2008 una tarifa especial para las comunidades de regantes tanto de agricultura como de ganadería, sobre todo tras la puesta en marcha de 800.000 nuevas hectáreas de modernos regadíos por aspersión y goteo durante los últimos años que requieren mayor consumo eléctrico frente a los regadíos por gravedad.

Según las organizaciones agrarias, las comunidades más afectadas por la supresión de la tarifa de riego especial en el año 2008 fueron Castilla y León, Castilla-La Mancha, Extremadura y Aragón. Y entre los cultivos más afectados por la medida en la región, el de la fruticultura de las Vegas del Guadiana, los nuevos olivares intensivos y en seto y el tabaco del norte de Cáceres, además de las praderas de forrajes para ganadería vacuna y ovina.

El Gobierno de Extremadura ha solicitado ante la administración central la puesta en marcha de 7.000 nuevas hectáreas de regadío en la zona de Don Benito, a través de la futura presa del Golondrón; nuevos regadíos en la zona de Talarrubias; la puesta en riego definitiva de 13.000 hectáreas en la zona centro de La Serena y el inicio de las obras de riego de 6.000 hectáreas, con financiación público-privada, en el olivar de Monterrubio de la Serena y soluciones de riego para el cultivo tabaquero de la zona del Tiétar.

A principios del 2011, el Partido Popular, entonces en la oposición, reclamó mediante una enmienda a una proposición no de ley en el Congreso de los Diputados una rebaja del tipo del IVA eléctrico para las comunidades de regantes.

Las grandes industrias, entre ellas la extremeña Alfonso Gallardo, piden que se mantenga el servicio de interrumpibilidad eléctrica

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La Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), que agrupa a grandes empresas de sectores como el siderúrgico, el cementero, el químico o el de gases industriales, considera “imprescindible” que se mantenga la normativa actual de gestión de demanda y, en concreto, el servicio de interrumpibilidad. En Extremadura, dos empresas del Grupo Alfonso GallardoSiderúrgica Balboa y Cementos Balboa (en la fotografía)- pertenecen a esta asociación.

Distintos sectores, entre ellos el sector de las renovables, han pedido que se revisen los costes que supone para el sistema y para el déficit de tarifa este servicio. Las grandes empresas no sólo exigen que se mantengan su actual nivel de remuneración, sino que se busque ampliarlo a nuevas formas de servicio.

La propia patronal Unesa ha pedido la revisión y actualización de este mecanismo de interrumpibilidad, que se creó en España para evitar apagones en caso de sobredemanda. Para parte del sector, en el actual modelo energético español donde existe una sobrecapacidad de producción, no tendría mucho sentido mantener este mecanismo. Su coste está estimado en unos 600 millones de euros anuales.

Mientras, la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), que cuenta con 40 grandes industrias como socios que consumen el 12% del consumo energético nacional con un gasto anual de 1.500 millones de euros, ha criticado las primas a las renovables y propone que los consumidores intensivos de electricidad tengan una tarifa reducida por ese concepto. La idea sería la de copiar el modelo de alemán donde el recargo por las renovables es de 35,3 euros por megavatio hora que se quedaría en 0,5 euros por Mwh para las grandes industrias.

Para Fernando Soto, director de AEGE, “el sistema eléctrico es y seguirá siendo más seguro y económico con la contribución de la industria con su gestión de la demanda que sin ella”.

Iberdrola promueve la primera conexión submarina eléctrica entre Escocia e Inglaterra y Gales

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Iberdrola, a través de su filial ScottishPower, y National Grid, el operador del sistema eléctrico británico, han adjudicado un contrato de 1.000 millones de libras a la compañía alemana Siemens y al productor de cable italiano Prysmian para construir la primera conexión submarina eléctrica entre Escocia e Inglaterra y Gales.

Está previsto que este nuevo tendido aumente la capacidad de transporte de electricidad entre los mencionados países en más de 2.000 megavatios (MW) bidireccionales, lo que permitirá que la energía fluya de norte a sur en función de las futuras oferta y demanda así como evacuar la producida por los nuevos proyectos renovables que se están promoviendo en Escocia.

En este sentido, el cable, que se convertirá en el más largo del mundo de sus características, va a propiciar la conexión de hasta 6.000 nuevos megavatios de energías renovables al sistema eléctrico británico, gracias a los que se podrá abastecer el consumo energético de más de 3 millones de hogares.

Esta macro línea impulsada por Iberdrola (35%) y National Grid (65%) alcanzará los 420 kilómetros de longitud, contará con el primer conector submarino en corriente continua de 600 kilovoltios (kV) y su entrada en funcionamiento se producirá en 2016. Partirá desde el municipio escocés de Hunterston, en Ayrshire, y llegará a North Wales.

Ignacio Galán, presidente de Iberdrola, ha señalado que “este proyecto es una parte esencial del programa de mejoras de la red de transporte de electricidad que se llevará a cabo en los próximos años en Reino Unido” y se plantea en un momento clave, dado que, “actualmente, la interconexión entre Escocia e Inglaterra funciona casi a su máxima capacidad”.

La filial de Iberdrola en Reino Unido, que gestiona casi 3.800 kilómetros de líneas de transporte en superficie y otros alrededor de 300 kilómetros soterrados, ha presentado recientemente al citado regulador británico un plan de inversiones que supone acometer las mejoras más importantes en las redes del sur y centro de Escocia precisas para los próximos 50 años. En el marco de este plan, la compañía calcula que se crearán más de 1.500 empleos en el país.

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