Crecimiento acelerado de Redexis en el mercado de autoconsumo solar fotovoltaico
Redexis, compañía integral de infraestructuras energéticas dedicada al diseño, instalación y mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas para autoconsumo particular e industrial y al desarrollo y operación de redes de transporte y distribución de gas natural, ha anunciado sus principales cifras operativas en el mercado de la energía solar fotovoltaica, que muestran un fuerte crecimiento en 2021, año en el que ha conectado 950 kWp de nueva capacidad de energía solar fotovoltaica, un 325% más que en el mismo periodo del año anterior a cierre de 31 de agosto. Alrededor del 30% de la nueva potencia contratada en 2021 corresponde a instalaciones mayores de 120 kWp.
Asimismo, la compañía espera finalizar 2021 con más de 9.000 kWp de capacidad de energía solar fotovoltaica en funcionamiento, lo que supone evitar 3.375 tn de CO2/año de emisiones de emisiones y ahorros en el consumo eléctrico. Redexis ya opera más 1.200 kWp de capacidad de energía solar fotovoltaica, con un total de 50 proyectos solares en España y actualmente tiene en construcción cerca de 3.300 kWp en diferentes fases de desarrollo en todo tipo de sectores como industria, servicios, distribución y así como en el mercado doméstico, donde más de 185 proyectos se encuentran en fase de tramitación. Este incremento se apoya fundamentalmente tanto en el sector residencial como en el terciario e industrial.
Durante este año, Redexis ha ejecutado instalaciones en clientes del sector hotelero como el Hotel Coral Cotillo Beach en Canarias, en el sector agroalimentario como en los invernaderos almerienses de la empresa Econíjar o en el sector industrial como la empresa Panorama. Para Javier Migoya, director de B2B de Redexis, “estamos muy satisfechos de nuestro crecimiento acelerado en el negocio del autoconsumo solar fotovoltaico. Estos resultados reflejan que Redexis es ya un referente en este mercado, impulsando la implantación de equipos de energía solar para autoconsumo en todo el ámbito nacional, apoyándonos en nuestra amplia presencia geográfica y en nuestro experiencia en el despliegue de infraestructuras energéticas, dando un mayor impulso a la transición energética“.
La oferta de la compañía abarca desde la realización del proyecto, la tramitación administrativa, el suministro de los equipos y la instalación de estos hasta su posterior mantenimiento si el cliente así lo desea. Además, el cliente mantendrá en todo momento la libertad de elegir el comercializador con el que desee contratar el suministro eléctrico para la parte de su consumo que no cubra su instalación solar.
Extremadura prevé instalar 11.060 Mw de generación renovable y 800 Mw de almacenamiento en la próxima década
El Plan Extremeño Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PEiEC presentado a mediados del mes de julio por la Consejería de Transición Ecológica y Sostenibilidad marca las líneas maestras de lo que debe ser el modelo energético extremeño en las dos próximas décadas. Un modelo marcado por el cierre previsto de los dos reactores de la Central Nuclear de Almaraz –con 2.017 Mw de potencia– que se verán compensados por otras energías renovables, especialmente la fotovoltaica pro también la termosolar y la hidráulica.
La evolución esperada en el Plan Extremeño para la energía fotovoltaica es exponencial, a ritmos medios de 1.000 Mw de potencia nuevos por año. Así de los 2.569 Mw con los que se cuenta en la actualidad en la región se prevé pasar a los 6.000 Mw en el 2025 y a los 10.000 Mw en el 2030. Otro de los puntos clave en el Plan Extremeño es el crecimiento de la tecnología termosolar, que lleva muchos años con el mismo número de plantas operativas y una producción constante. Según el PEiEC, los sistemas de almacenamiento térmico en plantas de generación termoeléctrica (tanto en la construcción de 7 plantas nuevas y en ampliaciones/actualizaciones en 6 plantas) permitirá pasar de los 849 Mw actuales a los 2.349 Mw en el 2030.
Para alcanzar las previsiones del Plan en el 2030, también será muy importante la aportación del denominado bombeo hidráulico, para aprovechar mejor el gran potencial hidroeléctrico de la región. Así el PEiEC se marca un objetivo de 9,5 GW en 2030, donde 2.687 MW serán de tipo mixto y 6.837 Mw de tipo puro. La inversión prevista de 1.400 millones destinada al bombeo hidráulico y al almacenamiento térmico generará un impacto positivo sobre el PIB de Extremadura de 626 millones de euros (sumando los efectos directos, indirectos e inducidos acumulados a lo largo de la vigencia del Plan), de los cuales el 44% son salarios.
Eólica
En el caso de la energía de origen eólica, las previsiones apuntan a alcanzar los 700 Mw de potencia instalada en el año 2030, cuando en la actualidad solo está en funcionamiento desde febrero de 2019 el parque de la Sierra del Merengue en Plasencia con 40 Mw, gestionado por Naturgy. Esta es la energía renovable a la que está costando más arrancar en la región por diferentes motivos, entre ellos una mayor oposición vecinal y rentabilidades más ajustadas que en el caso de la solar.
Actualmente Naturgy avanza en su nuevo parque eólico contiguo al de Plasencia, mientras que otros proyectos llevan en tramitación administrativa más de año y medio como es el caso de los presentados por la empresa Instituto de Energías Renovables, cuyo accionista mayoritario es la empresa Parcesa de Madrid y el fondo Black Toro, en la zona de Montánchez, Robledillo de Montánchez, Ibahernando y Zarza de Montánchez, así como en Robledillo de Gata y Pinofranqueado de 130 Mw de potencia y 45 aerogeneradores. El proyecto salió a información pública en septiembre de 2019 y recibió numerosas alegaciones por parte de vecinos de los pueblos donde se pretenden instalar, sin que haya obtenido hasta la fecha la autorización ambiental. Iberdrola ha presentado también recientemente su proyecto para construir 36 aerogeneradores en la zona de Madroñera, Garciaz y Conquista.
Por su parte, la generación eléctrica con biomasa también debe experimentar un destacado aumento según el Plan extremeño, al pasar de los 35 Mw instalados actuales (Acciona en Miajadas y Ence en Mérida) a los 231 Mw. Actualmente Acciona tiene en tramitación administrativa su segunda planta de biomasa en la región en la localidad de Logrosán, mientras que hay en marcha diferentes proyectos de biomasa forestal en otros puntos de la región.
La tecnología que tampoco acaba de despertar interés en la región, pese a su gran potencia en el tema de residuos agroalimentarios, en el del biogás, al que el Plan solo otorga 5 Mw de cara al 2030.
El sector fotovoltacio pide acelerar las nuevas subastas renovables para abaratar el precio de la luz
El debate sobre el precio de la electricidad en el pool ha llegado también de lleno al sector de la renovable. Y Extremadura, por su potencial productor y sus proyectos en fase de construcción, tiene mucho que decir en este debate que afecta a millones de españoles en sus cuentas corrientes de cada mes. La Unión Española Fotovoltaica, UNEF, cree que es necesario acelerar el calendario de subastas renovables y revisar al alza los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para permitir una mayor penetración de fotovoltaica en el sistema y que contribuya a reducir la subida y volatilidad de los precios de la electricidad.
Según UNEF, apostar por la energía solar es la vía correcta para lograr resultados permanentes y a largo plazo en la rebaja del recibo de la luz. “La fotovoltaica es una gran oportunidad para abaratar la factura de la luz. España tiene una ventaja competitiva frente al resto de países de nuestro entorno que debe aprovechar para conseguir precios de electricidad competitivos para su industria y para sus ciudadanos: un gran recurso natural -más de 3.000 horas de insolación al año- y territorio”, explica José Donoso, Director General de UNEF.
La tecnología solar puede contribuir a una reducción tanto del precio final de la electricidad como de su volatilidad, al tener una estructura de costes que disminuye la exposición del consumidor final a los precios de los combustibles fósiles y de los derechos de emisión. De hecho, los precios medios que alcanzó en última subasta (24,5 €/MWh) son muy inferiores a los que se han registrado en el mercado los últimos meses y los que se esperan para 2022.
El camino marcado el PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima), que tiene como objetivo alcanzar los 39 GW en 2030, y el programa de fomento del autoconsumo del Plan de Recuperación, que podría desplegar hasta 3,5 GW, son una muestra del buen trabajo realizado por el equipo del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO). El sector considera que decisiones como la subasta renovable del 19 de octubre son necesarias y que se trata de medidas a las que hay que dar continuidad e, incluso, acelerar.
La situación actual de precios eléctricos justifica la necesidad de una revisión al alza de los objetivos fotovoltaicos en el PNIEC. Sería importante también completar la próxima subasta con la celebración pronto de una nueva convocatoria para incorporar más capacidad fotovoltaica.
UNEF se congratula, además, de que el MITECO haya recogido finalmente puntos principales de las alegaciones que presentó en el período de información pública de la subasta. Es el caso de la fórmula del crowdfounding para ampliar el impacto social positivo de las instalaciones. Asimismo, además de que en la propuesta de resolución ya se recogió la reclamación de destinar una parte de la capacidad para proyectos de generación distribuida, ahora también se ha aprobado permitir la participación local en la financiación además de en el capital, ampliar el coeficiente de tamaño máximo de la instalación hasta 1 kW por habitante y ampliar los plazos de la reserva de disponibilidad acelerada y los de fotovoltaica estándar.
Según UNEF, además de su competitividad, la energía fotovoltaica presenta ventajas adicionales frente a otras renovables como su menor impacto ambiental, la presencia de múltiples actores empresariales, sin concentraciones excesivas, y la homogeneidad territorial del recurso que permite ubicar las plantas en emplazamientos cercanos a las subestaciones minimizando la necesidad de nuevos kilómetros de líneas eléctricas.
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