Especial Termosolar julio agosto2013 by eldeverde

ER123_01_07:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:06 Página 1

ENERGÍAS RENOVABLES 123

julio-agosto 2013

www.energias-renovables.com

@ERenovables

Especial Termosolar

Un sector en vías de reinvención

Entrevista a Luis Crespo, secretario general de Protermosolar

¿Por qué no contratas ya electricidad renovable?

Alemania, reino del biometano

ER123_01_07:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:06 Pรกgina 2

ER123_01_07:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:06 Página 3

Nuestra meta es resolver todos los desafíos Y llevar toda la capacidad técnica para impulsar los proyectos que alguna vez parecían imposibles. Iberdrola Ingeniería, una de las más importantes ingenierías energéticas del mundo.

Parque Eólico del Andévalo. Líderes mundiales en la construcción de parques eólicos.

ER123_01_07:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:08 Página 4

ENERGÍAS RENOVABLES www.energias-renovables.com

¡Suscríbete! Energías Renovables publica 10 números al año y se envía por correo postal. La suscripción anual a la revista en papel cuesta 50 euros (75 euros para Europa y 100 para el resto de países) y comienza con el número del mes en curso. Si lo prefieres, puedes descargar la revista en formato PDF desde nuestra web (>www.energias-renovables.com) por solo 30 euros al año.

Boletín de suscripción Sí, deseo suscribirme a Energías Renovables durante un año (10 números), al precio de 50 euros (75 euros para Europa y 100 para otros países) ■ DATOS PERSONALES Nombre y apellidos: Empresa o Centro de trabajo: NIF ó CIF:

Teléfono:

E-Mail: Domicilio: C.P.

Población:

Provincia: País: Fecha: Firma:

■ FORMAS DE PAGO ■ Domiciliación Bancaria Cta/Libreta nº: Clave entidad __ __ __ __ Oficina __ __ __ __ DC __ __ Nº Cuenta __ __ __ __ __ __ __ __ __ __ Titular de la cuenta: Banco/Caja: ■ Adjunto Cheque Bancario a nombre de HAYA COMUNICACIÓN S.L. Paseo de Rías Altas, 30-1º Dcha. 28702 San Sebastián de los Reyes (Madrid) ■ Transferencia bancaria a la cuenta BBVA 0182 0879 16 0201520671 Titular Haya Comunicación S.L. Indicando en el concepto tu nombre. Si quieres pagar con tarjeta o recibir la revista en PDF, es necesario que te suscribas en nuestra web (>www.energias-renovables.com)

Si quieres suscribirte, envíanos este formulario ✔ por correo electrónico a: suscripciones@energias-renovables.com ✔ por fax al: +34 91 663 76 04 ✔ por correo postal a: ENERGÍAS RENOVABLES Paseo de Rías Altas, 30-1º Dcha. 28702 San Sebastián de los Reyes (Madrid) O suscríbete a través de Internet: > www.energias-renovables.com

ER123_01_07:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:08 Página 5

123

■

PANORAMA

La actualidad en breves

Opinión: Javier G. Breva (8) / Sergio de Otto (10) / Tomás Díaz (12) / Ernesto Macías (14) Dos pequeños grandes libros

¿Por qué no contratas ya electricidad renovable?

■

EÓLICA

El horizonte 89 de la eólica canaria

“Sopla”

■

FOTOVOLTAICA

China–UE: la fotovoltaica desata la guerra ■

Número 123 Julio-Agosto 2013 En portada, colector solar de Abengoa.

ESPECIAL TERMOSOLAR

Entrevista con Luis Crespo, secretario general de Protermosolar

2012, el último buen año para España

Almacennes de sol

La CSP se cita en Antofagasta

■

BIOMASA

Alemania, el reino del biometano ■

MOVILIDAD

Diseñando el coche eléctrico en clave medioambiental

■

AGENDA

Se anuncian en este número ACADEMIA ER..............................17 ATERSA .........................................2 AXPO ...........................................41 BORNAY.......................................15 ELEKTRON ...................................13 EXPOBIOENERGÍA ......................53 FUNDACIÓN RENOVABLES..........47 GESTERNOVA..............................64

IBERDROLA INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN .........................3 MCIA CENTER ..............................21 PV INSIDER LATAM 2013...............54, 55, 56, 57 SAFT BATERÍAS ...........................27 SUNEDISON................................63

jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_01_07:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:09 Página 6

¿Quieres llegar de verdad a tus clientes o prefieres seguir en la sombra? Anúnciate en ENERGÍAS RENOVABLES

100.000 visitantes únicos al mes Datos: OJD

El periodismo de las energías limpias ENERGÍAS RENOVABLES ENERGÍAS RENOVABLES

amERica

RENEWABLE ENERGY MAGAZINE

> www.energias-renovables.com

ER123_01_07:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:09 Página 7

E DIRECTORES: Luis Merino lmerino@energias-renovables.com Pepa Mosquera pmosquera@energias-renovables.com REDACTOR JEFE Antonio Barrero F. abarrero@energias-renovables.com DISEÑO Y MAQUETACIÓN Fernando de Miguel trazas@telefonica.net COLABORADORES J.A. Alfonso, Paloma Asensio, Kike Benito, Mª Ángeles Fernández, Luis Ini, Anthony Luke, Jairo Marcos, Michael McGovern, Toby Price, Diego Quintana, Javier Rico, Mino Rodríguez, Eduardo Soria, Aday Tacoronte, Yaiza Tacoronte, Hannah Zsolosz. CONSEJO ASESOR Mar Asunción Responsable de Cambio Climático de WWF/España Jorge Barredo Presidente de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) Javier Díaz Presidente de la Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa (Avebiom) Jesús Fernández Presidente de la Asociación para la Difusión del Aprovechamiento de la Biomasa en España (Adabe) Juan Fernández Presidente de la Asociación Solar de la Industria Térmica (ASIT) Javier García Breva Presidente de la Fundación Renovables José Luis García Ortega Responsable Campaña Energía Limpia. Greenpeace España Ladislao Martínez Ecologistas en Acción Carlos Martínez Camarero Departamento Medio Ambiente CCOO (Comisiones Obreras) Emilio Miguel Mitre Director red Ambientectura Joaquín Nieto Director de la Oficina de la OIT (Organización Internacional del Trabajo) en España Pep Puig Presidente de Eurosolar España Fernando Sánchez Sudón Director técnico del Centro Nacional de Energías Renovables (Cener) Enrique Soria Director de Energías Renovables del Ciemat (Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas) José Miguel Villarig Presidente de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA)

REDACCIÓN Paseo de Rías Altas, 30-1º Dcha. 28702 San Sebastián de los Reyes (Madrid) Tel: 91 663 76 04 y 91 857 27 62 Fax: 91 663 76 04 SUSCRIPCIONES suscripciones@energias-renovables.com PUBLICIDAD JOSÉ LUIS RICO Jefe de publicidad 916 29 27 58 / 663 881 950 publicidad@energias-renovables.com JORGE DE LA TORRE advertising@energias-renovables.com

Pon renovables en tu vida

ensábamos que el editorial del número de julio–agosto estaría dedicado a la reforma energética del Gobierno, pero no. A pesar de que los dos últimos viernes de junio habían sido señalados en el calendario por el propio ministro de Industria, José Manuel Soria, él mismo dijo el 19 de junio que la reforma está “prácticamente acabada y estará lista para la última semana de junio o la primera quincena de julio”. La primera opción ya ha pasado así que el parto de los montes llegará –¿llegará?– en julio. Puede que incluso la reforma haya pasado por el Consejo de Ministros cuando leas este editorial. En cualquier caso, tiempo habrá de conocer los detalles y analizarlos en profundidad. Lo que se aprueba en esa reforma es clave para el futuro inmediato de las renovables en España. Pero las energías limpias recorren su propio camino, más allá del marco regulatorio de cada momento, más allá de los palos en las ruedas de los dos últimos gobiernos, del PP y del PSOE. En junio, por ejemplo, la electricidad de origen solar, fotovoltaica y termosolar, ha superado a la generada con gas en las centrales de ciclo combinado. Es un hito que se produce en condiciones particulares, con muy buena aportación eólica e hidráulica, y con una demanda que disminuye mes tras mes. Pero las renovables pueden seguir ganando terreno si los ciudadanos decidimos que así sea. Incluso aunque el gobierno de turno sea más propicio a defender los intereses de los oligarcas energéticos que los del bien común, hay cosas que podemos hacer ya para cambiar la situación, para participar activamente en ese cambio de modelo que propone una energía más limpia, más equitativa, más justa y más barata. Podemos, por ejemplo, consumir electricidad renovable. Cambiar de comercializadora y contratar otra que ofrezca renovables 100% apenas exige una llamada de teléfono, un correo electrónico. Pero el gesto es de los que pueden transformar la realidad. Hay miles de personas que han decidido ir más allá y se han unido en cooperativas que generan y consumen exclusivamente energía renovable. De todo ello hablamos en uno de los reportajes de este mes. Si tienes la oportunidad puedes generar tu propia energía con renovables y autoconsumir. La reforma del Gobierno regulará por fin el autoconsumo con balance neto. Una amenaza para las grandes eléctricas que, en los últimos meses, han puesto toda su maquinaria a trabajar para dificultar lo más posible su implantación y evitar que el autoconsumo se convierta en una fuga incesante de clientes. En el próximo número analizaremos a fondo la nueva regulación y su letra pequeña. No sabemos si nos parecerá ilusionante, mejorable o un desastre en toda regla. En todo caso habrá que trabajar con esos mimbres y sacarles el máximo partido. Hay muchas maneras de hacerlo. Y la que más nos interesa es la tuya: pon renovables en tu vida. Hasta el mes de septiembre.

Imprime: EGRAF Depósito legal: M. 41.745 - 2001 ISSN 1578-6951

Pepa Mosquera EDITA: Haya Comunicación

Luis Merino

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:14 Página 8

P O

> Con denominación de origen

Que no somos tontos

odo el Gobierno se ha lanzado a convencer a la sociedad española de que la crisis económica ya ha terminado y basta ver esos anuncios del FROB, que pagamos todos, afirmando que el grifo del crédito ya se ha abierto para imaginarnos por un momento que el surrealismo se ha hecho política de la Javier García Breva > www.tendenciasenenergia.es buena y hasta el Banco de España suscribe ese sueño alegre y confiado, como las palabras de la directora del FMI, Christine Lagarde, al anterior presidente francés Nicolas Sarkozy: “Estoy a tu lado para servirte. Utilízame”. La realidad es otra: han desaparecido un millón de créditos a las PYMES para circulante, la banca solo da tres créditos de cada diez solicitados, el crédito ICO se ha reducido en un 70% y el coste de financiación a PYMES es un 105% superior al de las grandes empresas. Tanto es así que el propio Rajoy ha pedido a los bancos que abran el crédito dejando claro quién gobierna el país. Con diez entidades financieras todavía con problemas y una supervisión bancaria más preocupada por la devaluación salarial que por el crédito, en la misma línea que el FMI o la CEOE, cada vez es más contradictoria la realidad con el cinismo de nuestros gobernantes. Pero ya tenemos brotes verdes o azules. En 2012 ha aumentado un 5,4% el número de ricos en España. Según el informe anual sobre la riqueza en el mundo que hace CAPGEMINI y RBC el número de personas con grandes patrimonios aumentó hasta 144.600. Seguro que el Ministro Montoro ya tiene sus DNI. Es lo que el economista Paul Krugman definió como el 99% de la sociedad que se empobrece para que el 1% sea cada vez más rico. Otros lo definen con el concepto de “élites extractivas”, que capturan las rentas de todos sin crear riqueza. La Subdirectora de Planificación del Ministerio de Industria, María Sicilia, afirmó en la Universidad de Comillas que la baja utilización de las centrales e infraestructuras de gas estaba determinada por el objetivo europeo del 20% de consumo de renovables para 2020. Sin embargo, los datos que ha dado REE sobre 2012 demuestran que la realidad no es esa. Las renovables, entre 2011 y 2012, han reducido su aportación a la demanda un 9% y las centrales de gas en 2012 produjeron un 24% menos, mientras el carbón produjo un 25% más y la nuclear un 6% más. Frente al discurso destructivo de las renovables, son el carbón y la nuclear las fuentes que más están perjudicando el grado de utilización de la capacidad gasista. Otro dato que demuestra esta afirmación es el incremento del 38% de las emisiones de CO2 en los dos últimos años. Otros hechos, como la informaciín que ha proporcionado el Gobierno de EEUU de que en España solo hay la octava parte del gas no convencional que se decía en el informe de ACIEP, o el juego siniestro sobre una central de quita y pon como Garoña, pensando que una nuclear se puede cerrar o abrir por capricho político sin consideración alguna a normas de seguridad nuclear, demuestra la falta de sentido de una política energética al margen de las necesidades y la realidad del país. La penúltima reforma energética anunciada es el día de la marmota, repetición de lo hecho en 2012: destruir las renovables y la diferencia cargarla a los presupuestos del Estado y la deuda pública. El resultado será el mismo: Hacienda y Bruselas dirán que no y la bola de nieve del déficit tarifario descontrolada y la demanda eléctrica bajando. La crisis es lo que arruina al sector eléctrico y una reforma recaudatoria es simplemente un bumerán para toda la sociedad española.

■ Los dueños

de sistemas fotovoltaicos pueden deducir el IVA El Tribunal Europeo de Justicia ha dictaminado que los propietarios de sistemas fotovoltaicos domésticos pueden recuperar el IVA pagado en la compra de este tipo de instalaciones, independientemente de la energía generada por la instalación. La sentencia, aplicable en todos los países de la UE, se ha producido a raíz de un recurso presentado por un ciudadano austriaco ante la Corte de Luxemburgo.

n el año 2005, el Sr Fuchs instaló en el tejado de su casa, situada en el distrito de Linz, un sistema solar fotovoltaico sin almacenamiento, vertiendo a la red toda la energía que genera, en base al contrato que había firmado con la empresa Ökostrom Solarpartner por tiempo indefinido. Según la normativa austriaca, esta electricidad limpia inyectada a la red es remunerada a precio de mercado; concretamente a 0,181 euros brutos por kWh, y está sujeta a IVA. A su vez, Fuchs recompra a Ökostrom Solarpartner la electricidad que precisa en su hogar, y esperaba que le devolvieran el IVA correspondiente a la compra del sistema, alegando que a través de este intercambio de electricidad estaba realizando una actividad económica. Ahora, tras varias reclamaciones infructuosas presentadas por este ciudadano austriaco ante los órganos competentes de su país, reclamando 6.394,63 euros en concepto de IVA, el Tribunal de Justicia de la UE le ha dado por fin la razón. La sentencia, conocida el jueves pasado, concluye que “la explotación de una instalación fotovoltaica situada sobre una casa utilizada como vivienda o cerca de ella, diseñada de tal modo que la cantidad de electricidad generada, por una parte, es siempre inferior al total del consumo eléctrico privado del titular de la instalación y, por otra, es suministrada a la red, debe considerarse comprendida en el concepto de «actividades económicas», en el sentido del artículo 4, apartado 2, de la Sexta Directiva, si se realiza con el fin de obtener ingresos continuados en el tiempo”. El Tribunal insiste, además, en que independientemente de la energía generada por la instalación solar, se trata de una actividad económica. Y hace hincapié en que los órganos jurisdiccionales de los Estados miembros tendrán que resolver litigios similares de conformidad con la decisión del Tribunal. Un veredicto, aplicable por tanto en todos los países de la UE, que puede estimular la instalación de más solar fotovoltaica. ■ Más información: >http://curia.europa.eu

8 energías renovables ■ jul-ago 13

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:14 Página 9

■ La Plataforma por el Autoconsumo

reclama una regulación justa La Plataforma para el Impulso de la Generación Distribuida y el Autoconsumo Energético reclama que la próxima regulación de autoconsumo con balance neto, que el gobierno incluirá en el paquete de medidas de la reforma energética, sea justa, de modo que realmente beneficie a los consumidores, y esté ligada al ahorro y la eficiencia.

l desarrollo de un mercado de generación distribuida, ligado al ahorro y la eficiencia, crearía empleo, fomentaría el desarrollo tecnológico, ayudaría a alcanzar los objetivos ambientales, evitaría importaciones energéticas… Y permitiría la supervivencia de buena parte del sector renovable, particularmente el relacionado con las energías fotovoltaica y la minieólica, señala la Plataforma. El Gobierno ha anunciado que el próximo paquete de medidas de la reforma energética en curso incluirá la normativa del autoconsumo con balance neto, una modalidad de ahorro y eficiencia energética con numerosas ventajas para los consumidores y para el conjunto del país, pero cuyo éxito –indica la Plataforma– depende del tipo de regulación que se le aplique. Así, en opinión de la Plataforma, la regulación del balance neto –que acumula más de un año de retraso– debería unificar, aclarar y completar las normas existentes, y establecer unas reglas para el intercambio de energía con el sistema eléctrico que sean justas para los consumidores y beneficiosas para el interés general. De acuerdo con la Plataforma, este modelo debe incluir lo siguientes aspectos: • El tamaño de los sistemas de autoconsumo ha de ser acorde con la potencia contratada por el consumidor. En la actualidad hay un límite máximo de 100 kW que impide su aplicación en numerosas ramas industriales y explotaciones agrarias, negándoles la mejora de su competitividad. • Se debe autorizar el autoconsumo compartido, de modo que varios consumidores puedan beneficiarse de una misma instalación, como ocurriría en una comunidad de vecinos o un polígono industrial. Se podría establecer limitaciones para que se aplicase a un único bien inmueble o a la referencia catastral de los distintos puntos de suministro. • Se debe permitir que el titular de la instalación y el de la superficie donde ésta se ubica sean distintos, al objeto de permitir modelos de negocio propios de las empresas de servicios energéticos y evitar que las rigideces contractuales im-

pidan artificialmente la introducción de una mayor competencia en el sistema eléctrico. • El autoconsumo instantáneo debe estar exento del pago de peajes por el acceso a las redes –puesto que no se están usando–, mientras que el intercambio de energía propio del balance neto sólo debe abonar los peajes que le correspon-

dan por el uso efectivo de las mismas (en su entorno más circundante de la subestación). • Para despejar cualquier duda sobre el ritmo de incorporación al sistema eléctrico de las instalaciones de autoconsumo con balance neto, la Plataforma propone el establecimiento de cupos anuales: 200 MW el primer año, 300 MW el segundo, y 400 MW el tercero y siguientes, con la posibilidad de adaptarlos en función de la evolución del mer-cado. • Las tramitaciones administrativas deberían reducirse al mínimo necesario, evitando el retraso de los proyectos y los sobrecostes derivados.

IMPACTO SOCIOECONÓMICO Con este modelo, afirma la Plataforma, la incidencia del autoconsumo con balance neto sobre el sistema eléctrico sería mínima: tras cinco años de implantación, no se alcanzaría a cubrir el 1% de la demanda eléctrica del país.

Sin embargo, durante esos cinco años se habría avanzado en la consecución de los objetivos españoles de renovables a 2020 y los usuarios del sistema de autoconsumo no percibirían primas por la energía generada y, además, se habrían obtenido unos retornos socioeconómicos muy positivos: más de 5.000 puestos de trabajo diseminados por todo el territorio, un ingreso fiscal al Estado superior a los 250 millones de euros, y se habrían evitado importaciones energéticas por más de 70 millones. Además, el nuevo mercado de autoconsumo con balance neto habría aportado otras ventajas intangibles, pero de primera magnitud, como la contribución a la lucha contra el cambio climático –y su relación directa con los pagos por emisiones de CO2–, el uso más eficiente de las infraestructuras eléctricas, la mejora de la competitividad empresarial o el desarrollo tecnológico. La Plataforma considera este último punto particularmente importante, por la estrecha relación de la generación distribuida con el desarrollo de redes inteligentes y de ciudades inteligentes. Una buena normativa sobre autoconsumo con balance neto permitiría realizar un despliegue rápido de tecnologías y situar al país en la vanguardia de una actividad de gran valor añadido. “En un momento de crisis industrial como el actual, el desarrollo del autoconsumo con balance neto permitiría el mantenimiento de cierta actividad en la industria renovable española, actualmente en proceso de descomposición por la moratoria en vigor al régimen de primas y los constantes y restrictivos cambios regulatorios”, concluye. ■ Más información: > www.consumetupropiaenergia.org

jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:14 Página 10

P O

> Renovando

La política, la voluntad política

finales de junio se celebró en Madrid una jornada con el título Energía limpia para una Europa sostenible que resultó apasionante por el nivel de todos los ponentes, por la intensa participación de los asistentes en el coloquio que cerró cada sesión y por la diversidad de enfoques aportados al debate. Parlamentarios y sindicalistas, representantes de organizaciones sociales y ecologistas, pero también de Sergio de Otto entidades internacionales como la Comisión Europea y la OIT, expertos del Consultor en Energías ámbito empresarial y de la Universidad, expusieron sus análisis y propuestas Renovables > sdeo.renovando@gmail.com sobre temas como el agotamiento del modelo energético actual, las hojas de ruta de la Unión Europea, los impactos del cambio climático, el ahorro y la eficiencia y la relación entre ciudad y energía. En definitiva un caudal de aproximaciones al tema de la energía desde prismas muy variados, con muchos datos en algunos casos o con reflexiones sociales en otros, pero siempre, siempre con la misma conclusión: se puede y se debe cambiar el modelo energético. Tecnológicamente es viable, económicamente es necesario por tanto es solo cuestión de política, de voluntad política, como manifestaron contundentemente muchos ponentes, pero, lamentablemente como constaba Javier García Breva, presidente de la Fundación Renovables, “en España la energía no está en la agenda de los dos principales partidos”. ¿Por qué no lo está? ¿O por qué lo está para este Gobierno exclusivamente en abordar repetida y erróneamente la patata caliente del déficit de tarifa? La respuesta es compleja y sencilla al mismo tiempo. En esta jornada, Teresa Ribera (que como secretaria de Estado de Cambio Climático fue la única persona del segundo Gobierno Zapatero que mantuvo un discurso coherente) expuso una tesis con cierta perspectiva que explica parte de la respuesta. Dijo Ribera que pese al fuerte impulso que la Unión Europea dio a partir de las década de los noventa a las políticas de lucha contra el cambio climático o de transición a una economía descarbonizada estas no tuvieron tiempo de demostrar su eficacia puesto que por medio apareció la crisis económica que ha servido de pretexto para frenar dichas políticas. Efectivamente, la crisis económica ha servido para relegar como prioridad la sostenibilidad –en su más amplio sentido– como criterio esencial de la acción política. La austeridad ha tomado el relevo para imponerse como argumento que todo lo justifica y como disculpa para calificar a la lucha contra el cambio climático o al desarrollo de las renovables como un “lujo” que ahora no podemos permitirnos. En nuestro país la energía no está en la agenda de los dos grandes partidos porque los gobiernos han sido secuestrados, se han dejado secuestrar, por las grandes corporaciones energéticas con las que sienten muy a gusto hoy y mañana pensando en su retiro profesional como lo demuestra la escandalosa realidad de esas “puertas giratorias” que han tenido como única respuesta la presentación de una querella ante la Fiscalía Anticorrupción por parte de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético o las denuncias de algunas organizaciones como Greenpeace. No está el cambio de modelo energético en la agenda de los partidos porque no ha existido hasta ahora presión desde la sociedad. La ciudadanía está tomando conciencia –así lo certificaba Mercedes Pardo profesora de Sociología de la Energía– de la gravedad del problema del cambio climático pero todavía no ha asimilado la necesidad de actuar para hacerle frente más allá de pequeños gestos en nuestros hábitos diarios. Ni los principales partidos, y por tanto los gobiernos, ni las grandes corporaciones energéticas sienten la presión de la sociedad reclamando otra forma de actuar más allá de las pequeñas picaduras sin consecuencias –de momento– que puedan suponer las acciones de entidades como las citadas anteriormente. Tampoco han fomentado esa presión a los poderes públicos, al menos de una forma organizada y con perspectiva a largo plazo, las empresas que habían hecho su apuesta de negocio en este ámbito. Estas se han limitado a reclamar “su parte”, a exigir “lo suyo”, en lugar de sembrar para un escenario general propicio en el que sus negocios coincidirían con el interés común de toda la sociedad. Sí, la respuesta está en la política, pero la iniciativa política debe estar en los ciudadanos, en su movilización. Por eso algunos seguimos con entusiasmo, a pesar de los pesares, trabajando en proyectos como la Fundación Renovables. ¿Te animas?

10 energías renovables ■ jul-ago 13

■Eurener y el Grupo Pufin forman el mayor holding de la industria FV en la UE El pasado 8 de junio el Grupo Pufin y el Grupo Eurener sellaron un acuerdo de colaboración industrial que aumentará su capacidad de fabricación de módulos fotovoltaicos. Módulos quevenden ya como “100% europeos”.

l Grupo Pufin, que integra a Solland, EliFrance y El.Ital, y el Grupo Eurener, compuesto por Eurener Europe, Eurener España y Eurener Portugal, doblarán su capacidad de producción gracias a las cuatro factorías de módulos fotovoltaicos con las que cuentan: Saint Etiènne (Francia), Avellino (Italia), Torres Vedras (Portugal) y Alicante (España). La factoría de células se ubica en Maastricht (Holanda). Los módulos fotovoltaicos serán distribuidos con la marca Eurener en Europa y América. El holding resultante “se convierte en el de mayor presencia industrial en Europa”, apuntan en Eurener. Con la sinergia que el presente acuerdo establece las compañías esperan responder a la creciente demanda de módulo europeo resultado del reciente arancel anti-dumping adoptado por la UE, con el que no todos los fabricantes están de acuerdo. La totalidad de los componentes de los módulos Eurener son de origen europeo. Y cuentan con la acreditación de la prima del 5% por ensamblado en Europa y el 5% adicional por emplear células europeas. Los módulos ya estaban acreditados para Italia con el 10% que otorga el ensamblado en Europa la normativa de este país. ■ Más información: > http://eurener.com

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:14 Página 11

■ El sector denuncia al

Gobierno español ante el Parlamento Europeo Las principales asociaciones de renovables y la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético han elevado al Parlamento Europeo una petición para que requiera a España a revisar su normativa en el sector eléctrico. Denuncian que la infracción flagrante de las directivas europeas por el Gobierno español hace imposible el desarrollo de las energías renovables y pone en peligro la seguridad jurídica.

etroactividad, recorte de horas de producción, nuevos impuestos, moratoria, no actualización de las primas mediante el IPC o abolición de la modalidad de mercado más prima. Las medidas adoptadas por España en los últimos años hacen imposible el desarrollo de las energías renovables, afirman los firmantes de la denuncia, por lo que piden al Parlamento Europeo que se eliminen los supuestos de discriminación, se garantice la seguridad jurídica de las inversiones y se permita el desarrollo futuro de las renovables. “La legislación adoptada por el Gobierno español en los últimos años constituye una flagrante infracción de las Directivas 2009/28/CE, 2009/72/CE, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, respectivamente, así como del principio de confianza legítima de la Unión Europea”, aseguran en su petición, en la que también recuerdan las decenas de miles de afectados por los recortes a dichas energías y las enormes pérdidas de empleo que se han provocado. “Están poniendo en riesgo un sector estratégico en Europa vital para reducir la dependencia energética y lograr los objetivos medioambientales de la Unión Europea”. Un mal ejemplo, “que podría ser seguido por otros Estados, poniéndose en riesgo el cumplimiento de los objetivos de la Directiva de renovables”, señalan.

cuyos productores se encuentran ahora con una rentabilidad nula o incluso negativa. Respecto a la directiva 2009/72/CE, exponen que “todos los recortes indiscriminados a las renovables que se han aprobado en los últimos años han favorecido a las empresas que operan en régimen ordinario”, en un trato di-

INCUMPLIMIENTO DE LAS DIRECTIVAS

ferenciado de “discriminación en cuanto a derechos y obligaciones” entre empresas eléctricas prohibido por la legislación europea. Recuerdan, asimismo, que los recortes han sido retroactivos y vulneran por lo tanto el principio de confianza legítima establecido por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea. “Por desgracia, y teniendo en cuenta los precedentes, cualquier cambio legislativo en la línea de los mencionados por parte del Gobierno podría acabar definitivamente con el sector de las energías renovables, sin que ello solucionase los problemas del sector eléctrico español”, aseveran en la petición elevada a la institución europea.

Para los firmantes la legislación antirrenovable española constituye una evidente violación de las Directivas 2009/28/CE, 2009/72/CE y de los principios de seguridad jurídica de la Unión Europea. En cuanto a la primera directiva, indican que hace prácticamente imposible conseguir los objetivos del 20 por ciento de cuota de energías renovables en el mix energético español en 2020. Asimismo, señalan que los RDL 14/2010 y la Ley 15/2012 son claramente contrarios a la Directiva por discriminar entre diferentes tecnologías y dar el mismo trato a tecnologías ya maduras que a otras tecnologías más recientes, que necesitaban incentivos y

Finalmente, reafirman su convencimiento de que los recortes a las energías renovables no son la mejor solución para atajar el déficit de tarifa. Por el contrario, “una vez conocidos los costes reales de las actividades como la distribución o el transporte y los windfall profits de nucleares e hidráulicas –señalan– sería necesaria una reforma en profundidad del sector eléctrico español evitando las ganancias inmerecidas en determinadas actividades”. La petición ha sido firmada por la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético –colectivo ciudadano integrado por personas físicas y más de cien organizaciones ambientales, sociales, empresariales, sindicatos y partidos políticos– y las principales asociaciones empresariales del sector de las energías renovables en España: Acluxega, Aebig, Aeversu, Agaen, Anpier, Appa, Aprean, Apuee, Aremur, Aserma, Asit, Avaesen, Eoliccat, Protermosolar, Solartys y Unef. ■ Más información: >http://about.bnef.com

Nota aclaratoria La planta de autoconsumo de Bopla, en Les Franqueses del Vallès (Barcelona), de la que se habla en la página 40 del número 122, de junio, ha sido diseñada e instalada por la empresa Solgironès (> www.solgirones.com).

jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:15 Página 12

P O

>Guiso con yerbabuena

Hay que tenerlos cuadrados

acho Springs es un proyecto fotovoltaico que se empieza a construir en el Estado norteamericano de Nuevo México este mes de julio y estará terminado el año que viene. Tomás Díaz Tiene 50 MW y venderá su electricidad a 5,7 Periodista c$/kWh (4,3 ce/kWh) durante 25 años, una cifra > tdiaz@energiassensiblemente inferior a los 5,1 ce/kWh que el Mirenovables.com nisterio de Industria estimó en diciembre que costaría la electricidad en el Mercado Eléctrico este mismo año. El precio de Macho Springs no tiene en cuenta varios incentivos estatales y federales, pero aun considerándolos, es inferior al precio que necesita una nueva central de carbón para ser rentable, según los cálculos de Bloomberg New Energy Finance. Macho Springs producirá la electricidad fotovoltaica más barata que se conoce, pero están saliendo a la luz pública otros proyectos con números similares. En Palo Alto, California, 80 MW fotovoltaicos repartidos en tres plantas –una de 40 MW y dos de 20 MW– acaban de firmar a 6,9 c$/kWh (5,3 ce/kWh) por 30 años. El tamaño de las plantas fotovoltaicas determina el coste de generación, porque se pueden conseguir economías de escala muy importantes, y los proyectos citados son pequeños en comparación con las megaplantas que se planean en las zonas con buena irradiación del planeta. El mayor proyecto conocido está en China: 2.000 MW para 2019. España, una vez más, es una referencia internacional para este nuevo desarrollo renovable: REE acumula solicitudes por más de 43.000 MW que quieren vender su energía en el Mercado, sin ningún tipo de ayuda. Y aunque es cierto que poco más de 2.000 MW han solicitado los avales que demuestran la firmeza de las iniciativas, la cosa va en serio: acaba de salir a información pública el primero de los proyectos, ubicado en Lorca, con 380 MW y un presupuesto de 250 millones de euros. Cada vez está más claro que el coste de generación de la energía fotovoltaica ya no es una barrera. Hay otras, como su integración en los sistemas eléctricos o el diseño del Mercado, puesto que los modelos marginalistas no son válidos cuando el grueso de la generación oferta a precio cero. El absurdo que vemos en España –entre el 18 de marzo y el 14 de abril el precio de casación fue inferior a 1e/MWh durante 324 horas– también sucede en Alemania, donde los contratos de futuro para 2018 se han cerrado por debajo de 4 ce/kWh, un nivel insuficiente para que obtengan rentabilidad muchos operadores. Así pues, la fotovoltaica ha llegado al punto deseado cuando se lanzaron las políticas de fomento en la pasada década: tiene un coste de generación competitivo y son otros elementos de contorno los que retrasan su despliegue masivo. El siguiente paso lógico sería actuar en esos elementos de contorno para disponer cuanto antes de una energía barata, limpia, autóctona, segura e inagotable… Pero la lógica suele tardar en imponerse si se le enfrentan intereses poderosos. El mejor ejemplo lo tenemos en España, gran banco de pruebas del cambio de modelo energético. Aquí lo más importante es salvaguardar los intereses de las tecnologías convencionales, de modo que se frena en seco el desarrollo fotovoltaico y se aniquila un sector del que, sarcásticamente, se saca pecho en el extranjero, en plan machote. Hay que tenerlos cuadrados.

12 energías renovables ■ jul-ago 13

■ Bioetanol para

combustible, disolventes y cosméticos desde Salamanca Abengoa ha inaugurado oficialmente la planta de demostración de producción de bioetanol a partir de residuos sólidos urbanos que ha construido en Babilafuente (Salamanca), y que aprovecha al máximo la fracción orgánica de los residuos dentro de un concepto –waste to bioufuels, W2B– cercano al de biorrefinería.

a planta de demostración, situada al lado de las instalaciones que ya producen biocarburante con paja de cereal. llevaba en marcha unos meses, pero fue el pasado 25 de junio cuando tuvo lugar la inauguración oficial a cargo del consejero delegado de Abengoa, Manuel Sánchez Órtega, quien describió la nueva instalación como referencia de la apuesta de la empresa por la investigación y la innovación tecnológica, que le ha permitido mantener “una ventaja competitiva en sus sectores de actividad, liderando proyectos con un gran potencial tecnológico, y programas en los que participan centros de investigación de referencia a nivel mundial y socios estratégicos”. Unos días antes, José Domínguez Abascal, secretario general técnico de Abengoa, recordaba que con la tecnología W2B “se puede generar suficiente biocombustible como para ahorrar la tercera parte de la factura de la importación de combustibles fósiles”, además de “maximizar la recuperación de la fracción orgánica del residuos sólidos urbanos (RSU) y evitar el vertido de más del 80 % de los residuos”. Pero, aparte de su valor como sustituto de los combustibles fósiles en el transporte, la nueva planta incorpora en parte el concepto de biorrefinería, por lo que se espera que ofrezca otros productos y servicios. Desde Abengoa confirman que el bioetanol producido en la planta W2B tiene otras aplicaciones: “como aditivo para la gasolina, aumentando su octanaje; como producto de uso en la industria química y farmacéutica (en disolventes o cosméticos, por ejemplo); e incluso como producto intermedio en la producción de combustibles de aviación (jet fuel). La instalación tiene capacidad para procesar 25.000 toneladas de RSU y producir hasta 1,5 millones de litros de bioetanol apto como combustible. La instalación servirá su también para probar nuevas enzimas durante la producción de etanol a partir de materiales lignocelulósicos. Abengoa desarrolla en la actualidad once patentes de procesos con hidrólisis enzimática. ■ Más información: >www.abengoa.es

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:15 Página 13

■ Las emisiones españolas de

CO2 crecen casi un 20%

en los últimos 20 años WWF acaba de presentar el “Informe de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en España 1990-2012”. Elaborado por el economista José Santamarta Flórez y la bióloga Mar Asunción, el documento indica que las emisiones de CO2 han aumentado casi un 20% en España en los últimos veinte años y que las emisiones de la generación de electricidad han crecido aún más, concretamente un 23,5% entre 1990 y 2012.

os son las líneas principales de actuación del Ejecutivo Rajoy en materia de CO2. Una: los Proyectos Clima, que fueron convocados por el Ministerio de Agricultura, Medio Ambiente y Alimentación Magrama en 2012; y dos: la supresión de las ayudas a las energías renovables. Los Proyectos Clima son iniciativas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y que se han de llevar a cabo en España. Por ejemplo, una empresa presenta al Ministerio su proyecto de desarrollo de una red de distribución de calefacción a partir de biomasa que sustituya a 200 calderas individuales de gas de todo un barrio; y el Ministerio evalúa la propuesta y, si lo considera oportuno, subvenciona el proyecto a través del denominado Fondo de Carbono para una Economía Sostenible (FES- CO2). Según el Magrama, el fin de ese fondo es convertirse en un “instrumento de financiación climática” que reoriente “la actividad económica hacia modelos bajos en carbono, al mismo tiempo que se contribuye a cumplir los objetivos internacionales en reducción de emisiones de GEI”. Pues bien, según la responsable del programa de Cambio Climático de WWF, Mar Asunción, “con los Proyectos Clima vamos a reducir un millón de toneladas de CO2 en cuatro años”, es decir, “una cantidad ridícula, prácticamente nada, si lo comparamos con los 344 millones de toneladas de CO2 que España emitió solo el año pasado”. En lo que se refiere a la política energéti-

ca del gobierno , el discurso de Asunción es igualmente explícito: “el PP está sembrando el CO2 del futuro al promover un modelo energético obsoleto basado en los combustibles fósiles y la nuclear”. José Santamarta coincide: “el gobierno está destrozando el sector de las energías renovables”. Y lo está haciendo, por una parte, con legislación que perjudica el desarrollo de ese sector –sector que ha evitado, según el informe, la emisión de 200 millones de toneladas de CO2 en el quinquenio 20082012–; y, por otra, con legislación que favorece a sectores energéticos que sí emiten gases de efecto invernadero, como el gas, que recibe todos los años ayudas multimillonarias a través de los denominados “incentivos a la inversión”, o el carbón. Según Santamarta, “las subvenciones directas e indirectas que los últimos gobiernos han dado al carbón son muy superiores a las ayudas que han recibido las energías renovables”. Así las cosas, las últimas medidas de apoyo al carbón –ha dicho el autor del informe– se han traducido en un incremento del consumo de carbón del 17,9% en 2012, lo cual contrasta fuertemente con el hecho de que el consumo de energía primaria disminuyó en España un 0,8% el año pasado. “el Partido Popular ha destrozado la columna vertebral de todas las tecnologías renovables; han destrozado al sector eólico y al termosolar, así como el Partido

Socialista destrozó al sector fotovoltaico”, subraya Santamarta. Por lo demás, el informe de Santamarta y WWF incluye multitud de datos del historial 1990-2012, pero, sobre todo, del último ejercicio (2012), período durante el cual las emisiones han descendido un 1,9% con respecto al año anterior; el producto interior bruto ha caído un 1,4%; y el consumo de electricidad, un 1,2. Según el informe, “el eléctrico es el sector donde más posibilidades hay de reducir las emisiones y a un menor coste”. En 2012, las energías renovables evitaron la emisión de 38 millones de toneladas de CO2. El incremento del uso del carbón para generar electricidad propició, sin embargo, que el sector eléctrico emitiera en 2012 más gases de efecto invernadero –ocho millones de toneladas de CO2 más– que durante el año anterior. ■ Más información: El informe está disponible en: >http://awsassets.wwf.es/downloads/informe_de_emisiones_de_gei_en_espana_1990_2012.pdf

23 años de experiencia en Energía Solar y Medición ambiental Venta directa de instrumentos para medir radiactividad, campos electromagnéticos, telefonía, ondas de radio, ruido, etc. - Ionizadores y purificadores de aire. Mediciones a domicilio. Energía solar: Paneles - reguladores – inversores - baterías - útiles solares - kits educativos. Vea y compre on-line en: www.tiendaelektron.com Vehiculos electricos: www.eco-car.net Farigola, 20 local 08023 Barcelona Tel. 93 210 83 09 consulta@tiendaelektron.com

Horario de tienda física: de 9 a 14 y de 15 a 18 h. de lunes a viernes (viernes tarde cerrado)

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:15 Página 14

■ E.ON fabrica

> Renewables from Spain

Intersolar 2013: La energía solar fotovoltaica y los nuevos modelos de desarrollo

ara los españoles que hemos trabajado en la industria fotovoltaica es muy difícil no sentir una gran tristeza Presidente de la Alliance por lo que ha pasado en nuestro país con muchas for Rural Electrification –demasiadas– empresas que invirtieron mucho para y miembro del Comité ayudar a desarrollar un mercado que iba a ser mucho más Directivo de REN 21 > ernesto.macias@wondereque un simple mercado de instalaciones fotovoltaicas. Pero nergy.es no voy a repetir la historia que todos conocemos. Sobre lo que si que me gustaría llamar la atención es sobre el hecho de que el sector ha ido modificando sus demandas y expectativas desde los inicios del modelo “feed in tariff”, que fue necesario pero que como bien sabemos creó una visión muy negativa de la tecnología, injustamente asociada a una forma de especulación financiera, a la del puro autoconsumo, pasando por el balance neto. Es decir, hemos pasado de solicitar un incentivo a la producción a no pedir más que una regulación que permita que los ciudadanos y empresas se beneficien de unos costes de generación mas bajos que la tarifa eléctrica. Pero no quieren. El Gobierno sigue acumulando retrasos y seguimos en un limbo legal que impide estructurar y relanzar el sector. Pero la explicación es sencilla: si en el último año hemos producido más electricidad con carbón que con gas y gracias a las abundantes lluvias la producción hidroeléctrica ha sido incluso superior a la del ciclo combinado (aportando extraordinarios beneficios a la eléctricas), ¿cómo van a permitir que el sobredimensionado sistema se vea amenazado, perjudicando aún más a los propietarios de las plantas de ciclo combinado y carbón? Pues a lo que voy. La tecnología fotovoltaica, no sólo las células y módulos, también toda las industrias anejas que han evolucionado con ella, muestran a nivel global una enorme capacidad de desarrollo que nos van a permitir mas pronto que tarde dar el gran paso: la desconexión. En Intersolar se han mostrado soluciones tecnológicas aplicables a países mucho menos restrictivos que el nuestro, que permiten un nivel de autoconsumo elevadísimo y competitivo frente a las tarifas eléctricas. Y eso con niveles de irradiación muy inferiores a los nuestros. Algo en lo que hace muy poco tiempo ni siquiera podíamos pensar. No olvidemos que a pesar de una cierta percepción de fracaso que tenemos en España, las instalaciones fotovoltaicas han seguido creciendo en el mundo y las expectativas para 2013 son crecer casi un 20% respecto a 2012. Esta tendencia, por muchas dificultades que quieran poner las eléctricas, va a seguir, y vamos a poder acceder a sistemas que nos permitirán desarrollar un mercado libre e independiente. Ni el gobierno ni las poderosas compañías eléctricas lo van a poder impedir. Lamentablemente muchas empresas habrán caído y muchos empleos se habrán perdido pero la capacidad tecnológica española, también a pesar de las políticas restrictivas en cuanto a la investigación, da muestras de talento y creatividad suficientes como para podernos sentir optimistas. Podría dar muchos ejemplos, pero me llamó la atención en Munich una empresa murciana, Soltec, con amplia presencia internacional, que ha desarrollado un ingenioso sistema de seguimiento integrado para un solo módulo. Sin duda un producto con futuro en la imparable solución del autoconsumo. No van a poder con nosotros. Ernesto Macías

14 energías renovables ■ jul-ago 13

hidrógeno con eólica y lo inyecta en la red de gas La multinacional alemana ha anunciado que su instalación “power-to-gas (P2G)”, situada en Falkenhagen, al este de Alemania, ha culminado la “etapa de inyección de hidrógeno en el sistema de gas natural”. Según E.ON, esta es la primera vez que realiza “todas las etapas de este proceso, desde la recepción de la electricidad hasta la inyección de hidrógeno en la red”.

a compañía informa de que, durante la prueba piloto, que ha tenido una duración de tres horas, la instalación ha producido 160 metros cúbicos de hidrógeno, que han sido inyectados en el sistema de distribución de gas. La planta P2G recibe la energía de un parque eólico cercano y hace funcionar con ella el equipo de electrólisis que transforma el agua en hidrógeno. Este gas es a continuación inyectado en el sistema regional de distribución de gas y se convierte así en parte de la mezcla de gas natural, que se puede utilizar para generar electricidad o calor. E.ON prevé que la planta P2G entre en operación a finales del mes de agosto. Una vez esté en funcionamiento -informa la empresa-, “se utilizará el excedente de electricidad renovable para producir alrededor de 360 metros cúbicos de hidrógeno por hora; de esta forma, se aprovechará la electricidad renovable que no puede ser vertida a la red” (E.ON explica en su comunicado que, “con frecuencia, los parques eólicos de la región producen más electricidad de la que la red local puede gestionar”, tal y como ocurre en España también cada vez con más frecuencia). E.ON ha instalado la unidad de P2G en Falkenhagen porque la considera “una ubicación idónea, ya que esta región tiene una alta producción de energía eólica, cuenta con la infraestructura de energía y gas necesaria y la compañía ya dispone allí de un centro de control para su gestión”. ■ Más información: >www.eonespana.com/es.html

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:15 Pรกgina 15

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:15 Página 16

renovables

libro

Dos pequeños grandes libros Sus autores no buscan ganar premios literarios. El objetivo de los dos libros que aquí presentamos es más ambicioso: ayudar a concienciar a la sociedad de la necesidad de generar la energía que necesitamos de una forma limpia y sostenible, sin la hipoteca presente y futura que nos obliga a pagar nuestro actual modelo energético.

■“Experiencias personales con energías renovables” 42 preguntas con respuesta Después de cerca de cuarenta años trabajando, viviendo, con las energías renovables, como es el caso de Cayetano Hernández, se nos antoja un acierto escribir un libro y titularlo así: “Experiencias personales con energías renovables. Eólica, fotovoltaica y solar termoeléctrica”.

ue un autor novel llene una sala con cabida para un centenar de personas en la presentación de su primer libro puede considerarse un éxito. Que lo llene cuando la temática del libro son las energías renovables es éxito doble. Cayetano Hernández (Elche, 1948) lo logró el pasado 11 de junio, cuando presentó en Madrid esta obra, que el autor dirige a todo tipo de público, pero muy en especial “a políticos y periodistas”, con el objetivo de ayudarles a comprender conceptos, hechos y el papel que ocupan las energías renovables en la producción de electricidad en España. “No existe ninguna duda de que las energías renovables son, han sido y serán la solución para poder habitar en nuestro planeta”, comenta Cayetano Hernández. Y lo sabe bien, porque ha trabajado casi cuatro décadas con estas tecnologías. Empezó en 1975 en la ingeniería SENER con una comunicación –”Obtención de energía a partir del gradiente térmico del mar. Estado Actual”– absolutamente pionera en aquel momento. Luego se puso a estudiar las centrales heliotérmicas y el uso de la energía solar en los procesos industriales, para, a partir de 1982, empezar a trabajar en el Centro de Estudios de la Energía y, posteriormente, en el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Es en el IDAE, en donde ocupó el cargo de director de Energías Renovables hasta diciembre de 2006, donde ha pasado la inmensa parte de su vida laboral y ha hecho la mayor contribución al desarrollo de las tecnologías limpias en España. Por ejemplo, participando en los diferentes planes de Energías Renovables (1986, 2000 y 2005) o en el desarrollo

16 energías renovables ■ jul-ago 13

y puesta en marcha de un mecanismo financiador de proyectos de demostración de renovables y de eficiencia energética. No obstante, ha sido en Iberdrola, a donde llegó en 2007, siempre en el área de renovables, donde se ha jubilado. Pero en su caso jubilarse equivale a todo menos a estar ocioso. De hecho, ha utilizado estos últimos meses para escribir este libro, en el que el lector se encontrará con un recorrido de la legislación española sobre renovables –desde la Ley de Conservación de la Energía (1980) hasta los últimos decretos aprobados en el año 2013– , que le permitirá conocer las normas más importantes. También podrá comprobar qué partido político las propuso, y el esfuerzo realizado por parte de las administraciones y empresas involucradas en el sector, que ha conducido a que España, pese a los problemas actuales, siga siendo líder en el sector de las renovables. “Aun reconociendo la problemática normativa existente en el sector, nuestra posición en el ranking mundial sigue siendo muy relevante, ocupando en energía eólica la cuarta posición detrás de China, Estados Unidos y Alemania; la sexta posición en solar fotovoltaica, detrás de Alemania, Italia, Estados Unidos, China y Japón; y la primera posición en solar termoeléctrica”, recuerda Cayetano Hernández. En los diferentes capítulos del libro se profundiza, además, en estas tres tecnologías, consideradas por el autor las renovables con más futuro para generar electricidad. Además, se aclaran conceptos, como qué es energía primaria y qué energía final, cuál es la diferencia entre potencia y energía generada o qué representan las renovables en la producción eléctrica de España. “Preguntas que normalmente nos hacemos cuando leemos las noticias, cuando vemos la televisión, cuando pensamos si existen soluciones para mantener vivo nuestro planeta”, dice Cayetano Hernández. “Experiencias personales con energías renovables. Eólica, fotovoltaica y solar termoeléctrica” cuesta 20 euros, IVA incluido, y se puede adquirir a través de la Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid. Mail: secretaria@fenercom.com. > www.fenercom.com

ER123_08_17:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:16 Página 17

■“Qué hacemos por otra cultura energética” La energía vista con perspectiva Para comprender el pasado y el futuro de la energía, que ésta es lo que mueve el mundo y el principal instrumento de transformación social, hacen falta perspectiva y visión estratégica. Justo la que aportan en “Qué hacemos por otra cultura energética” los autores de este libro, de formato pequeño pero” toda una buena pieza”.

us cuatro autores conocen bien los entresijos de la energía y llevan años tratando de buscar respuestas a la pregunta que se hacen en la portada. Son Manuel Garí, economista y director de la Cátedra Trabajo, Ambiente y Salud de la Universidad Politécnica de Madrid: Javier García Breva, sociólogo, exdirector del IDAE y presidente de la Fundación Renovables: Begoña Mª Tomé Gil, licenciada en Ciencias Ambientales y experta en gestión ambiental en la empresa y tratamiento de residuos; y Jorge Morales de Labra, ingeniero industrial, director de GeoAtlanter y miembro de la Unión Española Fotovoltaica. “La energía es una de las actividades más opacas y menos transparentes que, sin embargo, afectan a un servicio básico para la sociedad. Esta contradicción se apoya en el desconocimiento que existe sobre todo lo relacionado con los usos de la energía y en la despreocupación alimentada por una publicidad que para incentivar el derroche energético habla siempre de energía abundante, barata y segura, trasladando a la política y los medios una incapacidad casi permanente para abordar los problemas energéticos”. Son palabras de Javier García Breva, que junto con los restantes autores han logrado condensar, es una síntesis completa y en pocas páginas, los problemas energéticos que enfrentamos, desde la geopolítica mundial de la energía hasta el sistema energético español y sus externalidades sociales y económicas. “La última década ha sido una demostración de cómo la crisis financiera está vinculada con la crisis energética y que el precio de las materias primas energéticas determina las crisis y cómo en estos mo-

mentos la realidad social de los países productores de combustibles fósiles hace muy vulnerable la economía global y en mayor medida la de países, como España, con la mayor dependencia energética de los hidrocarburos”, señala García Breva. La conclusión, añade, es la necesidad de un cambio de modelo energético como condición necesaria para la salida de la crisis actual, avanzando hacia “un modelo basado en recursos energéticos propios como las renovables, el autoconsumo y la eficiencia energética”. Para llegar a ese nuevo modelo hay que derribar barrera. La mayor, “la regulación de nuestro sistema eléctrico, basada en la falta de competencia que permite trucos y metodologías de conformación de precios referenciados al de las fuentes más caras, como el gas y el carbón, que sostienen los ingresos del sistema, anulando los beneficios que para los consumidores tiene un mercado con mayor ahorro de energía y consumo de renovables”. “Qué hacemos por otra cultura energética” está editado por Akal (www.akal.com), cuesa 4,5 euros y se puede adquirir en: > www.quehacemos.org/que-hacemos-por-otra-cultura-energetica

ER123_18_25:ER MAQUETA 02/07/13 12:48 Página 18

P p

¿Por qué no contratas ya electricidad renovable? Greenpeace presentó a finales de mayo “Iberogreen, la empresa energética que no puede existir”. Su campaña empezaba con una pregunta: ¿y si existiera una empresa que suministrase energía 100% renovable a todos los consumidores? Existe. Más de una. Y aunque el sistema que certifica su origen admite mejoras, parece claro que aumentar el consumo de renovables empuja su desarrollo. Luis Merino

n realidad, Iberogreen era una excusa para denunciar que la grande entre las grandes eléctricas de nuestro país, Iberdrola, “impide el desarrollo de las energías renovables en España y fomenta continuar la actual dependencia de los combustibles fósiles”. Es la conclusión principal del informe Iberdrola: empresa enemiga de las renovables, que Greenpeace presentó el 29 de mayo y en el que se esgrimen tres motivos. El primero es que “el principal negocio de Iberdrola es el gas, el uranio y el carbón, y no las energías renovables. Desde 2005 a 2012 la eléctrica produjo con renovables únicamente el 14,99% de su electricidad, mientras que el resto, un 85,01%, lo hizo con tecnologías convencionales”. El segundo es que “la eléctrica desprestigia a las energías renovables para defender sus intereses”. Y cae en contradicciones entre la imagen verde de su publicidad y su discurso político, abiertamente hostil hacia las renovables en los últimos años. Y en tercer lugar, Greenpeace cree que “utiliza todo su poder para lograr legislación a favor de sus intereses”. El 5 de junio, Día Mundial del Medio Ambiente, Iberdrola respondía diciendo que ha destinado 25.000 millones de euros al desarrollo de las renovables desde hace más de una década. Que dispone de más de 14.000 MW de capacidad renovable en todo el mundo. Y que cuenta con “uno de los mixes energéticos más sostenibles de toda Europa, que hace que su intensidad de emisiones sea un 30% menor a la media del sector”. Iberdrola, de hecho, comercializa energía verde. La que producen sus parques eólicos y sus centrales hidroeléctricas. Su oferta de electricidad 100% renovable aparece con la de otras comercializadoras en el

18 energías renovables ■ jul-ago 13

comparador (www.comparador.cne.es) de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Es más, durante algún tiempo hizo campañas publicitarias masivas con el reclamo de su energía verde. Lo mismo que Endesa. Fue a partir del 1 de enero de 2003, cuando la liberalización del sector eléctrico que preveía la Ley 54/1997 llegó a todos los consumidores, al permitirles elegir la compañía suministradora. Pero ni Iberdrola ni Endesa fueron las primeras. Una pequeña empresa asturiana, Electra Norte, se adelantó a todos y el 1 de enero de 2003 ya suministraba energía procedente únicamente de fuentes renovables a cualquier cliente de España (ver recuadro).

■ La primera duda de los consumidores

Por entonces Europa ya había dado pasos con la Directiva 2001/77/CE sobre promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Y un nuevo consumidor sensibilizado aparecía en el horizonte de pequeñas y grandes compañías productoras y comercializadoras. Un consumidor al que le asalta una duda por encima de todas: ¿cómo sé que la electricidad que llega a mi casa es verde? El

ER123_18_25:ER MAQUETA 02/07/13 12:48 Página 19

Observatori de l'Energia a Catalunya (OEC), un grupo de estudio y análisis que promueve un modelo energético basado en renovables, publicó hace justo un año una breve guía titulada ¿Qué es la electricidad verde y cómo utilizarla? En esa guía se explica que, una vez vertidos a la red, todos los kilovatios, renovables o convencionales, son iguales. “Pero sí podemos tener garantías de que se ha generado con energías 100% renovables una cantidad de electricidad equivalente al consumo eléctrico de quien contrata una comercializadora de electricidad verde, ya que las compañías certifican el origen renovable de la energía que comercializan”. Para determinar qué electricidad es renovable se utiliza el sistema de garantía de origen, recogido en la Directiva 2001/77/CE. En España el sistema se puso en marcha el 1 de diciembre de 2007, tras la Orden Ministerial ITC/1522/2007, y desde entonces es gestionado por la CNE. Cualquier productor puede solicitar gratuitamente a la CNE la emisión de garantías de origen de su electricidad. Y cualquier consumidor puede saber, por tanto, que la electricidad contratada procede de fuentes renovables.

■ Garantía de origen: un sistema que se puede mejorar

Sobre el papel, el sistema parece impecable pero basta escarbar un poco para darse cuenta de que es manifiestamente mejorable. Ana Marco, bloguera de Energías Renovables, presentó en junio de 2012 un trabajo, dirigido por el profesor Jorge Bielsa para el Master de Sociología de Políticas Públicas de la Universidad de Zaragoza, que intenta analizar si el sistema de garantía de origen de la electricidad renovable en España cumple con los objetivos para los que fue diseñado. La conclusión es tajante: no. Según Ana Marco, “tal y como está configurado el sistema eléctrico español, solo el aumento de instalaciones para la producción de electricidad renovable puede desplazar la producción con fuentes fósiles, al tener prioridad de acceso a las redes y por tanto a la producción. Pero la normativa española sobre garantía de origen (la citada Orden Ministerial ITC/1522/2007) no obliga a reinvertir los ingresos obtenidos en nuevas instalaciones renovables”. Electra Norte, una hormiga ¿Y el tirón de la demanda? ¿No hay cada entre elefantes vez más consumidores dispuestos a contratar electricidad renovable? ¿No podría No perdieron ni un minuto. El 1 de enero de esta demanda animar el crecimiento de las 2003, cuando entraba en vigor la renovables? Después de analizar los liberalización del sector eléctrico para todos informes anuales que la CNE elabora sobre el los consumidores, Electra Norte, una pequeña empresa asturiana con una historia que sistema de garantía de origen (GdeO), “es arranca en 1923, comienza a vender electricidad 100% renovable a clientes de toda España. La visión de fácil ver que la oferta con fuentes renovables sus gestores permitió que se adelantaran a los grandes, como Iberdrola o Endesa, que ese año es muy superior a la demanda”, explica empezaron a hacer campañas de publicidad –de las que solo las grandes eléctricas se pueden permitir– Marco. “Entre los años 2007 y 2010, de todas anunciando su energía verde. El día a día de aquellos años, excitantes sin duda para Electra Norte, está recogido en las noticias de las GdeO transferidas desde las productoras nuestra web (con el buscador se encuentran fácilmente). Por ejemplo, su reivindicación del papel de a las comercializadoras tan solo entre un 8 y pioneros en la comercialización de energía verde. El entonces director de Marketing, José Quirós, un 12% se redimen, es decir, son compradas explicaba en octubre de 2003 que “la especialización en renovables diferencia totalmente la oferta de por un cliente final. El resto caducan en la Electra Norte de las restantes compañías. Otros operadores ven en la energía verde una forma de comercializadora. Lo que significa que se han atender a un segmento de la demanda, pero mantienen su negocio básico articulado alrededor de las energías sucias. Electra Norte, en cambio, juega a una única carta: las energías renovables, las únicas utilizado únicamente para mejorar el mix de que garantizan un desarrollo sostenible y que no dejan una herencia envenenada a las generaciones las comercializadoras”. Para Ana Marco, el venideras”. abultado desequilibrio entre oferta y En septiembre de 2006 la compañía solicitó la baja voluntaria a todos sus clientes domésticos y demanda está provocado por la gran abandonó la comercialización de energía verde por la “imposibilidad de que las comercializadoras que venden energía en el mercado libre podamos competir con las grandes empresas que venden a unas hidráulica (Iberdrola, por ejemplo, tiene más tarifas reguladas que no reflejan los costes reales del suministro y están por debajo de los costes reales de 9.000 MW). “Las GdeO correspondientes de producción”. Pero a pesar de que la aventura de Electra Norte duró apenas cuatro años, su nombre a la electricidad producida en grandes ha quedado grabado para siempre en la historia de la energía verde en España. hidroeléctricas suponen aproximadamente ■ Más información: un 50% del mercado total de GdeO. La > www.electra.es consideración de las grandes centrales jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_18_25:ER MAQUETA 02/07/13 12:49 Página 20

Cooperativas de energía verde Las cooperativas de renovables comienzan a ser una realidad. Som Energia marcó el camino el 11 de diciembre de 2010, cuando se constituyó en la Casa de la Cultura de Girona con el objetivo de reunir “a miles de personas con el deseo de cambiar el modelo energético actual y trabajar para alcanzar un modelo 100% renovable”. Las cooperativas están formadas por socios. Y para ser socio de Som Energia basta creer en lo que persigue y aportar 100 euros al capital social, lo que te da derecho a participar en la toma de decisiones. La cooperativa solo vende electricidad renovable e invierte en nuevas instalaciones para abastecer a los nuevos socios, que ya son 8.500. “Para mi el principal valor de Som Energia es que funciona de forma democrática, con participación real”, dice Ana Marco, que es miembro del Consejo Rector de Som Energia. Lo mismo que otro de nuestros blogueros, Pep Puig. “Un buen ejemplo es la plataforma que se ha creado (http://plataforma.somenergia.coop), una herramienta creada y gestionada por socios voluntarios donde hay casi 1.000 personas aportando lo mucho o poco que saben, aprendiendo sobre temas energéticos, o los casi 50 grupos locales autónomos repartidos por todo el territorio que se han formado a petición propia, sin que nadie fuera a buscarlos. Es empoderamiento de la ciudadanía para construir entre todos el modelo en el que creemos”. En Euskadi, GoiEner lleva el mismo camino. Celebraron la asamblea constituyente en junio de 2012, consiguieron el alta como cooperativa en diciembre y desde el pasado 31 de mayo un grupo de unos 40 socios está consumiendo ya electricidad 100% renovable. “Es una fase de prueba –explica Santiago Ochoa de Eribe, director de Comercialización–. Tenemos que dejar pasar un par de meses para verificar todos los comunicados y pagos que se van realizando así como chequeos prefactura, la propia factura, etc. Ahora mismo tenemos 400 socios repartidos por Euskadi, algo en Navarra y de forma testimonial en alguna otra provincia. Y creemos que para septiembre la mayoría estarán ya consumiendo la electricidad de la cooperativa”. La aportación para hacerse socio es también de 100 euros. ■ Más información: > www.somenergia.coop > www.goiener.com

hidroeléctricas preexistentes dentro del sistema de GdeO distorsiona su funcionamiento. Esta es una de las razones fundamentales por las que, de los dos grandes objetivos iniciales de la ley, certificación y promoción, el segundo, la promoción de las renovables, se ha caído de la lista tras las transposición de la normativa europea”. José Luis García, responsable de Cambio Climático y Energía de Greenpeace, es también crítico con el sistema de garantías de origen. “Garantiza de manera fiable cuánta energía se ha producido con fuentes renovables, pero la trazabilidad se pierde por el camino en cuanto se permite que las garantías cambien de mano sin que les acompañe la propia electricidad que garantizan. Es como si al consumidor de tomates ecológicos le vendieran la etiqueta de agricultura ecológica pegada en un tomate como los demás”. Y cree que “la forma de contratar electricidad 100% renovable sería mediante contratos bilaterales directos por parte

20 energías renovables ■ jul-ago 13

EKOenergy, una etiqueta ecológica de electricidad Diferentes ONG europeas están promoviendo una etiqueta ecológica de electricidad. De modo que los consumidores que compren energía con certificado EKOenergy obtendrán la garantía de que su electricidad proviene de fuentes renovables. Pero además, que se ha generado respetando el medio ambiente. Sería como la etiqueta A++ de la electricidad verde. Paloma Azcuénaga, del Secretariado de EKOenergy, explicaba en abril, en una jornada sobre electricidad renovable organizada por Ecoserveis en Barcelona, que “en Europa hay etiquetas verdes para la electricidad en más de diez países. Etiquetas que surgen cuando se liberaliza el mercado y las compañías quieren diferenciar su producto. Pero el mercado de la electricidad tiende a ser un mercado europeo, no nacional. Por eso nuestra propuesta es crear una etiqueta europea de electricidad verde, en lugar de que cada país utilice las suyas”. En Finlandia y en Italia la etiqueta EKOenergy está ya activa. Incluye información al consumidor sobre localización de la generación, tipo de fuente, huella de carbono, biodiversidad. Además, dispone de un mecanismo de adicionalidad para instalar nuevas plantas renovables en países del sur. EKOenergía es la única etiqueta de electricidad resultado de un proceso de consulta europeo que trabaja en todo el mercado europeo y es reconocida por las partes interesadas en todos los países europeos. ■ Más información: > www.ekoenergy.org/spanish

del consumidor (o de la comercializadora) con productores de esa energía renovable”.

■ La electricidad renovable no es más cara

Gesternova y Acciona Green Energy Developments son dos comercializadoras que ofrecen exclusivamente electricidad renovable. Ni uno solo de sus kilovatios se ha producido en centrales nucleares, térmicas de carbón o ciclos combinados de gas. Impulsada por la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA), Gesternova inició su actividad en 2008, cuando empezó a vender “kilovatios verdes limpios”. Y desde entonces no ha parado de crecer. Pero podría hacerlo más. “Llevamos siete veces más energía al mercado de la que suministramos a nuestros clientes, así que ahora mismo podríamos abastecer a 125.000 hogares”, explica Jorge González, director comercial de Gesternova. Y esos potenciales

ER123_18_25:ER MAQUETA 02/07/13 12:49 Página 21

renovables. Pero no son las únicas. En diciembre nuevos clientes, ¿tendrán que pagar más por la de 2010 la cooperativa Som Energia comenzaba a electricidad renovable? “En absoluto. De hecho, vender electricidad verde y a demostrar que este nuestro precio es muy competitivo. Además de modelo, el cooperativo, tiene mucho que decir en verdes somos de los más baratos, como se puede el desarrollo de las energías limpias. De hecho, comprobar en los distintos comparadores de nuevos proyectos van tomando forma (ver precios que existen en la red. En las tarifas de recuadro). baja tensión, que admiten esa comparación por Se le atribuye a Voltaire esa frase de “lo perfecto es enemigo de lo los perfiles similares de los clientes, Gesternova ocupa muchas veces bueno”. La comercialización de electricidad renovable requiere de el primer lugar en la clasificación y casi siempre está entre los tres o algunos ajustes que mejoren el sistema, la confianza de los cuatro primeros”. Además, no obliga a contratar otros productos, la consumidores y la promoción de más instalaciones de energía limpia. mayor parte de las veces innecesarios, que finalmente encarecen su Pero estamos perdiendo un tiempo precioso si esperamos a tener un suministro. “Estamos convencidos –apunta Jorge González– que si no sistema perfecto antes de dar los primeros pasos. fuéramos más baratos, la introducción de energía verde en el Por cierto, cambiar de comercializadora es muy sencillo. Basta mercado sería más difícil. Pero hemos buscado difundir la energía con hacer una llamada o enviar un correo electrónico. Las propias renovable y la mejor forma de hacerlo es acabar con el mito de que lo empresas se ocupan de todo. Así que no tienes excusa. renovable es más caro”. Con la misma filosofía de trabajar exclusivamente con energía 100% renovable, Acciona Green Energy Developments opera solo en ■ Más información: el segmento de grandes clientes, con los que firma contratos de > www.comparador.cne.es > www.gesternova.com > www.acciona-energia.es suministro. Es el caso de compañías de infraestructuras y servicios públicos (ADIF, AENA, Canal de Isabel II Gestión, Museo Nacional del Prado), ¿Qué hacer para aumentar el consumo y la instalación de renovables? industriales (Roca, Tetrapak) o de distribución (Grupo Corío), por citar algunos ejemplos. Luis – “Si los consumidores optaran de forma significativa por compañías que Blanco, director comercial de Acciona Green ofrecieran electricidad de origen renovable ejercerían presión sobre el mercado Energy Developments, recuerda que “por ley, para que se orientase de forma más decidida por un modelo bajo en carbono”. todas las comercializadoras tienen que Luis Blanco, Director Comercial de Acciona Green Energy Developments informar a su cliente del origen de la energía suministrada, lo que se explicita con el mix de – “Sin duda lo mejor es aumentar las instalaciones para autoconsumo. Aunque generación correspondiente, así como del la ley lo pone muy difícil y va intentando cerrar todas las puertas, estoy convencida impacto ambiental tanto en emisión de CO2 de que hay miles de ciudadanos que han montado instalaciones en sus domicilios como en residuos radiactivos. Nuestra energía para autoconsumir más o menos legalmente”. tiene la máxima calificación en ambos casos, Ana Marco, bloguera de Energías Renovables A, correspondiente al mínimo impacto, cifrado en 0 contenido de CO2 y 0 residuos – “Si los políticos que nos gobiernan, y los que han gobernado antes, no han radiactivos”. Toda la electricidad que vende la hecho otra cosa que poner palos en las ruedas a las renovables, convendría no comercializadora es la que genera el propio votarles. Otra opción sería escoger comercializadoras de energías limpias”. grupo en sus minicentrales hidráulicas, Jorge González, director comercial de Gesternova plantas termosolares y fotovoltaicas, instalaciones de biomasa y parques eólicos. – “Impedir la comercialización de GdeO desvinculadas de la propia electricidad, No hay que olvidar que Acciona es el segundo extender el sistema de GdeO a toda la electricidad, no solo la renovable, favorecer productor eólico de España. la compra directa de electricidad a los productores, regular el autoconsumo Gesternova y Acciona Green Energy permitiendo que los consumidores puedan producir la energía que deseen”. Developments (para grandes clientes) son dos José Luis García, responsable de Cambio Climático y Energía de Greenpeace buenas opciones para pasarse a las

ER123_18_25:ER MAQUETA 02/07/13 12:49 Página 22

EÓLICA

El horizonte 89 de la eólica canaria El pasado mes de marzo (último dato histórico facilitado por Red Eléctrica de España), el 95,5% de la electricidad que consumió el archipiélago canario salió de instalaciones que emplean combustibles fósiles –fuelóleo, gasóleo, diésel–, derivados todos de un petróleo cuyo precio no ha cesado de crecer en los últimos cuatro años. El fuelóleo, por ejemplo, cuesta ahora prácticamente el doble de lo que costaba entonces, hace cuatro veranos. La electricidad canaria es muy cara, porque quema combustibles cada vez más prohibitivos y aprovecha muy poco sus recursos naturales: el sol y el viento. Según la Asociación Empresarial Eólica, el año pasado, generar con viento un megavatio hora en Canarias costó menos de la mitad que producirlo quemando Antonio Barrero F. petróleo. Esta es la historia.

a comunidad canaria, que fue una de las pioneras del desarrollo eólico en España, ocupa hoy el furgón de cola autonómico en potencia eólica instalada. A lo largo de los últimos diez años, década prodigiosa para el sector en España, en el archipiélago de las islas afortunadas solo han visto la luz una treintena de megavatios de viento, cifra ridícula en comparación con el sin par éxito vivido en la península, donde la eólica ha sumado más de 14.000 megas al parque nacional; o guarismo sencillamente lacerante –misérrima treintena– si tenemos en cuenta que el recurso eólico es extraordinariamente apetecible en el archipiélago. Para que nos hagamos una idea: en 2010, el sector estaba trabajando en emplazamientos con 2.100 horas equivalentes; pues bien, ese mismo año, en Tenerife, Endesa señalaba a su parque Punta de Teno (1,8 MW de potencia instalada) como "el de mejor rendimiento" del año, con un total de… 4.259 horas equivalentes anuales. Sí, en las islas afortunadas sopla mucho el viento, como bien recoge

el Atlas Eólico de España, pero los promotores canarios llevan ya hasta diez años esperando la luz verde. Y ello es así porque los dos últimos concursos convocados por la administración –el de 2004 (es entonces consejero canario de Industria Luis Soria) y el de 2007 (es entonces vicepresidente del gobierno insular su hermano José Manuel)– no han alumbrado ni un solo megavatio eólico de los que tenían previstos. El primero –el primer concurso– no ha sumado potencia a la que ya había entonces porque fue anulado bajo sospecha, de presuntas irregularidades, del equipo liderado por Soria (Luis). Y el segundo… pues tampoco ha visto la luz aún porque los pasillos de la administración son largos y alambicados, o porque “Endesa nunca ha tenido interés en que las renovables se implanten en Canarias, por la sencilla razón de que ellos ganan mucho dinero quemando combustible y, cuantos más parques eólicos se implanten, pues menos combustible queman”. Son palabras de Claudio PalFoto: Jean-Michel BAUD

22 energías renovables ■ jul-ago 13

ER123_18_25:ER MAQUETA 02/07/13 12:49 Página 23

Balance de energía eléctrica en las Islas Canarias Potencia MW Hidráulica 1 Diesel, Fuelóleo, Gasóleo 1.899 Ciclo combinado (Diesel, Fuelóleo, Gasóleo) 920

Marzo 2013 MW %13/12 0 – 460.282 –6,2 251.964 –6,7

Acumulado anual MW %13/12 0 – 1.316.553 –8,6 768.936 3,1

Año móvil MW %13/12 0 – 5.663.672 –0,4 2.996.947 –3,6

Régimen ordinario Consumos en generación Hidráulica Eólica Solar Fotovoltaica Térmica renovable Térmica no renovable Régimen especial

712.246 –36.880 137 12.919 19.054 46 0 32.155

–2,0 –9,7 –16,1 –61,1 –17,1 –92,2 – –44,0

2.085.489 –111.782 566 63.836 52.262 162 0 116.826

–4,6 –6.6 102,8 –26,1 –7,6 –90,4 – –19,4

8.630.619 –458.274 2.078 339.510 250.869 6.129 0 598.586

–1,5 –3,6 6,4 –11,1 5,8 –69,1 – –6,6

707.521

–4,8

2.090.533

–5,4

8.770.931

–1,8

707.521

–4,8

2.090.533

–5,4

8.770.931

–1,8

2.820 0,5 147 163 1 33 344

Generación neta Demanda (b.c.)

3.164

més Lázaro, presidente de la AsoVelocidad del viento en metros por segundo ciación de Adjudicatarios del Concurso Eólico de 2007, que añade a continuación que “esa situación monopolística, unida a las trabas burocráticas que existen a nivel local, autonómico y estatal, ha dado como fruto ese continuo retraso en el desarrollo de las renovables en Canarias”. Julián Monedero Andrés, presidente de la patronal, precisamente, de las renovables canarias (Clúster Ricam), apunta en la misma dirección: “el tema del retraso es muy sangrante, es un tema que no se entiende. Y los permillones de euros, ya descontados los 14 judicados somos todos, no solo los promillones de euros de primas”. motores eólicos; lo somos todos porque la Este año, la subida de los precios de energía convencional con la que se genera los derivados del petróleo ha seguido electricidad en Canarias –fuelóleo, diésel– abriendo la brecha, una brecha que, según está siendo subvencionada por todos. Eso Monedero, perjudica a todos los consumies lo más grave”. dores y a los presupuestos generales del es■ 94 euros de ahorro en cada MWh tado y que beneficia “al único operadorLos números los publicaba, hace apenas generador convencional canario, que es unas semanas, la Asociación Empresarial Endesa”. Los números de la empresa en el Eólica (AEE). En 2012 –decía–, los “cosarchipiélago no tienen competencia: de tes variables medios del conjunto de sistelos 2.853 megavatios “no renovables” del mas insulares” fueron de 180 euros el mesistema eléctrico canario, es decir, de los gavatio hora (€/MWh), es decir, que 2.853 megavatios que están cobrando ese generar un megavatio en las islas costaba coste reconocido por el gobierno, mega–coste reconocido por el gobierno– 180 vatios que emplean combustibles fósiles euros. Pues bien, proponía AEE, si tenepara generar electricidad… 2.629 son promos en cuenta que “la retribución total piedad de Endesa, compañía que emplea media de la eólica” es de 86,27 €/MWh en todas sus instalaciones fuelóleo, gasó(misma retribución para un parque canaleo y diésel, el combustible que encarece rio que para uno aragonés), resulta que hasta ese extremo –180 euros en 2012– el por cada megavatio hora generado por el megavatio eléctrico canario. viento en Canarias, el sistema todo se ahoEste año, el precio medio del megavarra 94 euros, que es la diferencia que hay tio eléctrico canario ha subido hasta el enhasta los 180 reconocidos como “costes torno de los 200 euros, luego este año variables medios del conjunto de sistemas “todos los consumidores –explica ahora insulares”. Así, la suma del ahorro anual Palmés– tendremos que aportar más di–explicaba AEE– ascendió en 2012 a “36 nero aún, el que vive en Cádiz y el que vi-

ve en Coruña, todos”. La subvención que perciben los megavatios sucios de Endesa fue establecida so pretexto de la cohesión territorial. La idea es que el ciudadano canario no pague la electricidad más cara que el ciudadano gaditano o el coruñés, por parafrasear a Palmés. El dinero que cobra Endesa sale de una partida incluida en la tarifa, los costes extrapeninsulares, partida que, además, lleva años rodeada de polémica.

■ Cohesión territorial Nos lo contaba hace apenas unos días el presidente de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA), la gran patronal nacional del sector, José Miguel Villarig: “los costes extrapeninsulares sirven para que, en las islas, Ceuta y Melilla, los consumidores no paguen más por la electricidad que en el resto de España. Esto, evidentemente, es una política social, de cohesión territorial, una política que entendemos buena y necesaria, pero que no pinta nada en la tarifa. Es más, el gobierno está incumpliendo sus propias leyes –añadía Villarig–, porque es que, en el año 2009, ya se obligó, a través del Real Decreto–ley 6/2009, a llevar este coste a los Presupuestos Generales del Estado [PGE] y ya llevamos cuatro años sin haber hecho ese cambio”. ¿Y a cuánto asciende lo que ha salido de la tarifa y debiera haber salido de los PGE? “A 7.000 millones de euros. Así que, cuando hablan de resolver el problema del déficit de tarifa… Pues es para decir: mire, solo con que hubiese hecho usted lo comprometido con respecto a los costes extrapeninsulares, se hubiese ahorrado usted 7.000 millones de euros”. Siete mil millones de euros –y volvemos a Canarias– que se ha embolsado una jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_18_25:ER MAQUETA 02/07/13 12:50 Página 24

EÓLICA Cobertura de la demanda. Islas Canarias. Marzo 2013

Potencia térmica instalada de Endesa en Canarias (MW)

Renovables 4,5%

Combustibles fósiles 95,5% Fuente: Mapa de generación interactivo. www.endesa.com La presencia del gas en el sistema eléctrico canario es testimonial (el archipiélago aún no cuenta con regasificadoras, que son la clave del suministro de grandes volúmenes de gas a las centrales de ciclo combinado que ya están preparadas para quemarlo). En las islas canarias hay 3.164 MW de potencia instalada; 2.853 de ellos son “no renovables”, es decir, que emplean combustibles fósiles para generar electricidad; 2.629 de esos megavatios “no renovables” son propiedad de Endesa (esta compañía emplea en todas sus instalaciones fuelóleo, gasóleo y diésel). El pasado mes de marzo (último dato histórico facilitado por Red Eléctrica de España), el 95,5% de la electricidad que consumió el archipiélago salió de instalaciones que emplean combustibles fósiles.

sola empresa: Endesa. La solución –dicen los tres, Villarig, Monedero y Palmés– pasa por asignarle una tarifa a la eólica canaria, o sea, por rescatar la prima en aquellas latitudes –ultraperiféricas– en reconocimiento a su singularidad. Una prima que, en vez de encarecer… ahorra. Y ahorra mucho. La historia es tal y como sigue: los promotores construyen los parques eólicos con cargo a sus bolsillos –no a los de los consumidores–, los promotores construyen asimismo las subestaciones –donde

Punta Grande Lanzarote Térmica de diésel–gasóleo 212,5 Las Salinas Fuerteventura Térmica de diésel–gasóleo 186,58 Jinamar Gran Canaria Térmica (fuelóleo–gasóleo) 335,6 Barranco de Tirajana Gran Canaria Térmica (fuelóleo–gasóleo) 697 Candelaria Tenerife Térmica (fuelóleo–gasóleo) 256,8 Granadilla Tenerife Térmica (fuelóleo–gasóleo) 797,4 El Palmar La Gomera Térmica (diésel) 22,9. Llanos Blancos El Hierro Térmica (diésel) 12,7 Los Guinchos La Palma Térmica (diésel–gasóleo) 107,7 Total 2.629,18 Sobre un total de 2.850 MW no renovables en todo el archipiélago.

verterán los parques– asimismo con fondos propios (no del Estado) y, por fin, el sistema todo, los Presupuestos Generales del Estado, o quien corresponda, paga la tarifa que se establezca, una tarifa que rondaría los 90 euros (eso es lo que propone el sector eólico canario) y que ahorraría, consecuentemente, más de 100 por cada megavatio hora que produjese el viento, más de 100 euros de ahorro si tenemos en cuenta que el precio medio este año ronda los 200, como se dijo.

La historia de la eólica canaria Las primeras experiencias en energía eólica en Canarias datan de 1984, año en que se instaló el primer aerogenerador destinado a la producción de electricidad, según datos de la Consejería de Educación, Universidades y Sostenibilidad del gobierno de Canarias. En concreto –explica la Consejería–, fue un aerogenerador modelo Gaélico GA/WM–14S de 55 kW que se instaló en la Granja Agrícola Experimental de Los Moriscos del Cabildo Insular de Gran Canaria. Su coste ascendió a 8,4 millones de pesetas, de los que cinco fueron aportados por la Consejería de Industria canaria. Este aerogenerador estuvo funcionando hasta 1991 y alimentaba, además de otras cargas, la bomba de presión de una planta de ósmosis inversa. El exceso de energía se vertía a la red eléctrica mediante una interconexión reversible. Promovido por la sociedad gestora del Polígono Industrial de Arinaga, a finales de 1984 se instaló en Agüimes (Piletas) otro aerogenerador de idénticas características destinado a la extracción de agua de pozo. Dos años más tarde, en 1986, se llevó a cabo en San Nicolás de Tolentino una experiencia auspiciada por la Consejería de Industria relativa a la aplicación de energía eólica en la depuración de aguas residuales. El aerogenerador instalado alimentaba la planta depuradora del municipio. En ese mismo año se puso en marcha también el Parque Eólico de Granadilla, en Tenerife, cuya financiación mayoritaria corrió a cargo del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. En este parque, y según datos del Instituto Tecnológico y de las Energías Renovables de Canarias (ITER), se instalaron 16 aerogeneradores MADE AE–30 de trescientos kilovatios (300 kW).

24 energías renovables ■ jul-ago 13

■ De sobrecostes y fósiles Los números están muy claros desde hace años. La primera vez que vieron la luz fue allá por el año 2010. Fue en el “Análisis de los sobrecostes de la energía del sistema energético de Canarias”, un estudio que firmó la Universidad de La Laguna para la patronal sectorial de las islas (Clúster Ricam), que ya explicaba que, en ese momento (el estudio trabajaba con datos de 2009), generar en Canarias electricidad con el viento ya era más barato para el sistema eléctrico español que hacerlo quemando fuelóleo o diésel. Era entonces más barato… y hoy lo es… aún más… o mucho más, pues el fuelóleo pesado, por ejemplo, ha aumentado su precio en casi un cien por cien precisamente en los últimos cuatro años. Más aún: según el Anuario Estadístico de la Energía Mundial de BP 2013 (BP Statistical Review of World Energy 2013), documento que fue presentado hace unos días en Madrid, el año pasado “los precios nominales promedio del petróleo alcanzaron un nuevo máximo histórico”. El presidente de la Asociación de Adjudicatarios del Concurso Eólico de 2007, Claudio Palmés, también ha hecho sus números. “los 440 MW adjudicados en el concurso que convocó la administración en 2007 pueden ahorrar unos 160 millones de euros al sistema anualmente. O, visto de otro modo, la no implantación de esos parques significa incurrir en unos extracostes de 160 millones de euros cada año. Y me gustaría añadir

ER123_18_25:ER MAQUETA 02/07/13 12:50 Página 25

Parque eólico en Teguise, Lanzarote.

una reflexión: ya hemos alcanzado costes de hasta 220 euros el megavatio hora, pero, ¿cuánto serán los costes si hay una crisis del petróleo, o cualquier conflicto internacional, o, simplemente, un incremento de la demanda que dé lugar a una subida de precios? Pues yo se lo digo: los costes irán subiendo, directamente, indexados a esto”. ¿Conclusión? “Los eólicos estamos pidiendo una tarifa en torno a los 89 euros megavatio hora. El ministerio no nos ha dicho que no nos pagará 89, pero calculamos que estará sobre los 80, 85, 86. A partir de ahí… hacia abajo… hay muchos parques, muchísimos, que no se instalarán. Porque no salen las cuentas, así de sencillo. Porque nosotros tenemos unos costes de operación y mantenimiento muy superiores a los que hay en la península, por motivos de logística y transporte, fundamentalmente… Además, nuestros parques son de tamaño mediano… o pequeños… por las características propias de Canarias. Por eso pedimos 89, porque, hasta los 220 que están pagando ahora a Endesa, hay mucho ahorro de por medio. Vamos, que no tiene ningún sentido aguantar esta situación”. Ahora mismo –coincide Monedero–, “los proyectos salen con una tarifa por encima de los 89 euros. Pero es que de 89 a 220 hay un recorrido muy largo. Estamos hablando de disminuir por debajo de la mitad el precio de la energía”.

■ La duda del prestamista Ese es en todo caso (89) el listón que ha presentado el gobierno de Canarias al Ministerio de Industria. Los adjudicatarios pedían originalmente 95 euros megavatio hora porque la política energética de Soria, el ministro canario de Energía, Industria y Turismo, ha sembrado de incertidumbre y duda todos los mercados financieros de los que puede beber la eólica canaria. Lo explica Palmés: “nosotros pedíamos 95 porque estamos en un contexto económico en el que financiar nuestros parques no es una tarea fácil. Porque un mercado que ha soportado diferentes cambios regulatorios y que se caracteriza por la inseguridad jurídica… Mire, cuando vamos a los mercados financieros, la verdad es que tienen miedo. Y financiar ahora mismo un parque eólico en España es algo bastante complicado. Por eso queríamos tener un cierto colchón, unos números lo suficientemente atractivos como para que los bancos nos pudieran financiar”. Lo que ocurrió finalmente –conclu-

ye el presidente de los adjudicatarios– es que “el gobierno de Canarias entendió que había que ajustar esa cifra y se quedó en 89, que es lo que ha solicitado al ministerio, y que es la tarifa que nosotros entendemos mínima…”. La eólica canaria, que fue pionera en España, lleva una década varada. La corrupción que salpicara al concurso –anulado– de 2004 (el de Soria I), la lentitud de la burocracia, las singularidades canarias (fragmentación territorial y administrativa) y la suspensión sine die de la prima (Soria II) han ido jalonando esa travesía del desierto. Así que al periodista se le ocurre una pregunta… digamos… atípica: ¿qué tendría que hacer el ministerio para que Canarias no montase más parques eólicos? “¿Para que no los montásemos?”, contesta extrañado Palmés. Sí, para que no los monten ustedes. ¿Qué tendría que hacer el ministerio –hurgo– para que Endesa siga llevándose los 7.000 millones de euros que mencionaba APPA, los 7.000 que se ha embolsado desde que el clúster Ricam supo que la eólica ya era más barata que la convencional en Canarias? Palmés se explaya.

■ El canelo “Mire, esta es una campana de Gauss muy sencilla. Muy sencilla. Si el ministerio aprueba una tarifa de 89 euros… eso dará lugar a que se instale la gran mayoría de los parques. Yo diría que todos: los 440 MW del concurso. Con lo cual, empezaríamos a ahorrar 160 millones de euros cada año. Ese es el resultado directo de establecer esa tarifa. Pero, si aprueba una tarifa por debajo de 89, por ejemplo, una tarifa de 85, pues… a lo mejor… de los 440 MW… hay cien que no se instalan. Porque hay parques que tienen más recurso eólico y otros, que tienen menos. Y los que tienen menos necesitan más apoyo de tarifa para poder ser rentables, eso es matemático. Vuelvo al ejemplo de los 85 euros megavatio hora: esos cien

megavatios que se dejan de instalar suponen un ahorro de muchos millones de euros: un ahorro de 300.000 euros megavatio año, ahorro que el sistema deja de computar y que todos los consumidores tendremos que aportar. ¿Conclusión? Si la tarifa es 85, y en el ministerio creen que se están ahorrando cuatro euros... Pues... Mire, es como para decir... ‘no, no has ahorrado nada, absolutamente nada, has hecho el canelo... porque lo que has conseguido es que no se instalen 100 MW que te iban a aportar un ahorro que es muchísimo mayor que la prima que ibas a pagar’. Mire, no hay duda: si el ministerio da una tarifa insuficiente, y los parques no son rentables, no se podrán financiarán y... no se instalarán. No hay segundas lecturas”.

■ 700 millones de euros Bien, ¿y al revés? Si el ministerio fija una tarifa en el entorno de lo que ustedes solicitan, ¿qué pasará? “De aquí a final de verano la gran mayoría de los parques tendrán autorización administrativa. Lo idóneo sería que a final de año se pueda estar planificando la construcción de los parques con sus subestaciones, todas ejecutadas con capital privado también… Estamos hablando de 700 millones de euros de inversión. Creo que hemos tenido suerte, por una parte, con la consejera de Industria Francisca Luengo, que es del PSOE [que gobierna en la región junto a Coalición Canaria], y, por otra, con el subsecretario de Industria, Energía y Turismo, Enrique Hernández Bento, y con el secretario de estado, Alberto Nadal, que parece que han tendido puentes y que han trabajado por el beneficio de Canarias, dejando a un lado las siglas, algo a lo que no estamos acostumbrados los empresarios y que es de agradecer. Así que… de aquí a quince días sabremos qué ha pasado y, entonces, podremos enjuiciar lo hecho por el ministro Soria”. ■ jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_26_31:ER MAQUETA 02/07/13 12:22 Página 26

EÓLICA

“Sopla” Así se titula el relato que ha ganado el segundo concurso de microcuentos eólicos de la Asociación Empresarial Eólica. Su autor es Francesc Sisteré, químico de profesión y aficionado a las energías renovables. Esta es la segunda edición del certamen, que AEE realiza con la colaboración de Energías Renovables.

EE lanzó este concurso en 2012, con motivo del Día Mundial del Viento, que se celebra el 15 de junio. Su objetivo es despertar la imaginación en relación a una fuente de energía, el viento, que es autóctona, limpia y eterna. El premio consiste en la visita a un parque eólico con posibilidad de subir a un aerogenerador (siempre que las condiciones climatológicas lo permitan). Además, tanto el relato ganador como los

finalistas son publicados en el número de julio de la revista Energías Renovables. Francesc Sisteré, ganador de esta segunda edición, es químico y trabaja en el laboratorio de la Agencia Catalana de Aguas. Desde hace tiempo, le interesan las energías renovables y esta vez ha tenido ocasión de unir este interés a otro de sus hobbies, los relatos breves. No obstante, este ha sido su primer microcuento. El jurado, que se reunió el pasado 20 de junio en Madrid, ha es-

tado formado por Pepa Mosquera, codirectora de Energías Renovables; Javier Rico, periodista especializado en medio ambiente y biodiversidad, que colabora con El País, Energías Renovables y las revistas Quercus y Desarrollo Rural y Sostenible; Sergio de Otto, consultor en energías renovables, periodista y asesor de AEE; y Sonia Franco, directora de Comunicación de AEE, además de periodista y escritora.

Los finalistas ■ EÓLICA MANCHA. Francisco Pi Martínez –Pero, mire vuestra merced, que no son gigantes sino aerogeneradores eólicos. –Bien parece –dijo el hidalgo– que no estás versado en esto de las energías renovables. –Y, diciendo esto, acometió al primero de ellos, chocando su lanza violentamente contra el blanco metal. –¿No le dije, señor, que no se trataba de gigantes? –gritaba Sancho mientras se apresuraba a socorrerlo–. Y hasta dicen –continuaba– que con esos aparatos puede iluminarse una estancia sin necesidad de vela ni candil. –Calla, amigo Sancho, que las acciones de las eléctricas, más que otras, están sujetas a continua mudanza. ■ LOS MOLININES. Marta García París Mi abuela dice que no quiere morirse sin ver los “molinines” instalados porque traerán riqueza. Mi padre no quiere que esas estructuras blancas destrocen el paisaje de su infancia. Yo defiendo la autonomía energética, pero me cuesta aceptar que unas enormes piruletas lechosas invadan mis rincones favoritos. Pero el egoísmo nos ciega, a mi abuela, a mi padre y a mí: al fin y al cabo le dejamos el pueblo a mi hijo… ¿le hemos preguntado si le molestan los aerogeneradores? Seguramente la respuesta sea no: no, porque ya ha nacido viéndolos, como a mí tampoco me incomodan las carreteras. ■ LA RÁFAGA. Santiago Gómez López El calor era asfixiante. La misma atmósfera mineral que en la mina hullera donde fuera picador. También hoy le faltaba el aire. Sin embargo, todo era pulcro y limpio en la sala de estar donde le había citado Irene. Hasta ese brillo de despedida en

26 energías renovables ■ jul-ago 13

sus ojos verde mar. La sola idea de perderla le exprimía el ánimo hasta el agotamiento. Y el silencio eterno del instante previo al desastre cuando todo es posible todavía… Entonces ocurrió. Una ráfaga repentina y fresca abrió de golpe la ventana. Y les penetró muy adentro, hasta iluminar su corazón. Supieron que para siempre. ■ “NATURAL REPOWERING”. Abel Ballesteros Bito Mira hija. Mira todos esos molinos dando sus últimos giros. Allí, entre esa marabunta de gigantes hiperactivos, te engendramos tu madre y yo hace veintitrés años, dentro de aquel Citroën AX, con la Virgen de la Moreneta colgando de espaldas del retrovisor. ¿Te acuerdas de él? Mamá te llevaba en ese coche cada mañana al colegio. En pocos días esas máquinas desaparecerán y otras más eficientes las sustituirán, en ese proceso que llaman “repowering”. Parece incluso natural. Justo lo que está pasando, sólo que más lentamente, hija, con nosotros, tus padres, y contigo. ■ LUCY Y LOS GIGANTES. Alex Benavides Fuentealba. En una lejana comarca anunciaban que unos terribles y horrendos gigantes invadirían la aldea, sus inmensos tentáculos y un zumbido ensordecedor como miles de abejas asesinas devastarían la apacible vida de sus habitantes. La pequeña Lucy cada noche se cobijaba con su madre, ella bajo la luz de la vela le leía cuentos para sosegar su pavor. Un día los gigantes llegaron, se erigieron uno tras otro en el acantilado de los árboles inclinados. Lucy ya no temió más, porque los gigantes con sus blancos abanicos apagaron las velas e iluminaron de esperanza la comarca.

ER123_26_31:ER MAQUETA 02/07/13 12:23 Página 27

El ganador ■ “SOPLA”. Francesc Sisteré –Papá, mira, ¡ya he terminado el trabajo de tecno! No fue tan difícil. El niño sopla sobre el molinillo, éste gira y un led verde se enciende. El niño sonríe. El padre baja la mirada. Al día siguiente, un alto directivo de Fuel Electrics, con la mirada fijada en la mesa, toma un café con su presidente. –Tenemos un problema. Debería hablar con sus contactos de Cultura. Tendrían que “retocar” el programa de estudios de los críos. El presidente sonríe.

ER123_26_31:ER MAQUETA 02/07/13 12:23 Página 28

SOLAR FOTOVOLTAICA

China–UE: la fotovoltaica desata la guerra A la hora de escribir estas líneas parece que la sangre no llegará al río. Pero nunca se sabe. El último capítulo de las guerras comerciales que libran prácticamente a diario las grandes potencias lo están escribiendo ahora los paneles fotovoltaicos. La economía globalizada tiene estas cosas. Y la batalla de los paneles muchos matices que vamos a tratar de analizar. Luis Merino

odrían haber sido las zapatillas deportivas, la ropa, los DVD, los cargadores de móviles, las pilas o los juguetes de los niños. Pero no, han tenido que ser los paneles fotovoltaicos. China es desde hace unos cuantos años la fábrica del mundo. Lo pone en las etiquetas de millones de productos de todo tipo. Y la industria fotovoltaica no es ajena a este fenómeno. Entre los diez mayores fabricantes de módulos fotovoltaicos del mundo hay cinco empresas chinas: Yingli Solar, la primera; Suntech Power, la tercera; JA Solar, la cuarta; Trina Solar, la quinta; y Jinko Solar, la octava. Solo estas cinco empresas suman una capacidad de producción de 9.850 MWp, que es aproximadamente una tercera parte de la potencia FV que se instaló en 2012 en el mundo, según los datos de EurObser’ER, que publicamos el mes pasado en el Especial Fotovoltaica. Pero la capacidad de producción total de China es mucho mayor. Y según Bruselas duplica la demanda europea y supone 1,5 veces la mundial. En esta tesitura los precios de los módulos siguen bajando de forma imparable desde hace años. El exceso de capacidad productiva global y los bajos precios de los pane-

28 energías renovables ■

les chinos han hecho desaparecer del mapa a los fabricantes europeos. El argumento de mayor calidad que tratan de esgrimir, como hacen también los tecnólogos norteamericanos y japoneses, no acaba de convencer y China sigue arañando día tras día cuota de mercado. Según la consultora GTM el problema podría agravarse porque los principales fabricantes chinos serían capaces de se-

guir reduciendo sus precios desde los actuales 0,46 euros/Wp hasta 0,33 en 2015. La voz de alarma entre las empresas occidentales empezó a oírse hace años, en cuanto percibieron el crecimiento frenético del número de compañías asiáticas y la consolidación de algunas de ellas que se han convertido ya en las mayores del mundo. Acusaban a China de querer controlar el mercado fotovoltaico mundial con prácticas de dumping, vendiendo paneles por debajo de los costes reales de producción, con precios artificialmente bajos, hasta un 88% por debajo de la media de costes, según el comisario europeo de Comercio, Karel de Gucht. Precios con los que no han podido competir muchos fabricantes que ya han tirado la toalla como Q Cells, Solon, Scheuten Solar, Schuco Thin Film, Solar Day o Bosch. Por no hablar de la travesía del desierto en la que se encuentran otros como Solarwatt, Sovello, Schott o la española Isofotón.

■ Salta la chispa La guerra comercial entre China y Occidente a cuenta de la fotovoltaica lleva gestándose años. Pero la chispa se encendió en 2012, cuando

ER123_26_31:ER MAQUETA 02/07/13 12:23 Página 29

China reaccionó por vez primera a los aranceles impuestos en octubre de 2011 por Estados Unidos a las importaciones solares chinas, a raíz de una investigación que tiene su origen en una petición realizada por la empresa SolarWorld. En julio de 2012 el Ministerio de Comercio chino anuncia oficialmente que está llevando a cabo una investigación antidumping contra importaciones de polisilicio procedentes de Estados Unidos y de Corea del Sur. La investigación se inició después de que fuera requerida por varias empresas chinas, como LDK Solar y Daqo New Energy. Ese mismo mes, julio de 2012, entra en escena EU ProSun, que dice representar a una veintena de empresas europeas del sector fotovoltaico, que no dan sus nombres por miedo a represalias comerciales, y que es la cara más beligerante en esta guerra. “Creemos firmemente en el futuro solar de Europa. Por lo tanto, hemos solicitado oficialmente que la Comisión Europea investigue las prácticas de comercio desleal de los fabricantes solares chinos”, decía entonces Milan Nitzschke, presidente de EU ProSun. “Los fabricantes de la UE poseen las mejores tecnologías solares del mundo pero están siendo vencidos en su mercado nacional debido al dumping ilegal de los productos solares chinos por debajo de su coste de producción”. A finales de mayo de 2013, EU ProSun apremiaba a Bruselas para que actuara rápido. “Europa no puede sucumbir al chantaje”, decía el presidente de EU ProSun, Milan Nitzschke. “Pedimos a la UE que imponga de manera urgente tarifas que reflejen las prácticas ilegales de los fabricantes chinos subsidiados en el mercado europeo, donde venden muy por debajo de sus propios costes de producción”. Según EU ProSun, desde 2010, la industria solar europea ha registrado “enormes pérdidas” y ha tenido que cerrar más de 60 fábricas debido a las importaciones de paneles chinos. Y cifra las subvenciones de Pekín a su industria en 200.000 millones de euros. “Ya se han apoderado de más del 80% del mercado de la UE. Si se permite que el dumping continúe sólo quedará un paso para llegar al 100%”, afirmaba Nitzschke. La Comisión Europea se muestra decidida a tomar medidas. Y China mueve ficha al máximo nivel para tratar de evitarlas. El domingo 26 de mayo, el primer ministro chino, Li Keqiang, tiene una cita en Berlín con la canciller alemana, Angela Merkel, y hablan entre otras cosas de los paneles fotovoltaicos. Merkel se com-

promete a mediar en la UE para evitar una guerra comercial con Pekín, consciente de que China es uno de los principales destinos de sus exportaciones. Pero el 4 de junio la CE aprueba un arancel provisional del 11,8% a los módulos, obleas y células chinos, que entra

en vigor dos días más tarde. Una tasa que podría aumentar hasta el 47,6% a partir del próximo 6 de agosto si no se encuentra antes una solución negociada. La reacción china no se hace esperar y el gigante asiático anuncia la puesta en marcha de una investigación sobre el vi-

Españoles en China Cosme de Arana preside la Asociación Sino-Española por la Energía y la Sostenibilidad (ASEES). Ingeniero especializado en renovables ha desarrollado gran parte de su carrera en Asia. Tras años de experiencia en proyectos de ingeniería, consultoría e inversión en medio mundo, en 2009 fundó ASEES, y poco después estableció su propia consultora en Hong Kong. “Yo personalmente tengo una opinión contradictoria”, explica a Energías Renovables. “Si pensase que esta medida va a permitir que en España florezca la industria fotovoltaica de fabricación nacional, creería que es muy positivo para el sector y para el país. Pero no tengo claro que esto vaya a ocurrir. Con el marco regulatorio existente en España las instalaciones fotovoltaicas son viables a los precios actuales, es decir, a los precios de los módulos chinos. Si las medidas antidumping no van acompañadas de un programa de fomento de la fotovoltaica en España, o de un marco de autoconsumo favorable que lo haga rentable, los paneles españoles podrían seguir resultando poco rentables o directamente inviables. En el peor escenario, seguirían sin resolverse los problemas de la industria española y sólo serviría para frenar aún más las instalaciones”. A Cosme de Arana también le resulta “desconcertante que la primera respuesta china se haya dirigido contra intereses del sur de Europa (el vino), cuando es la industria alemana la que sale más fortalecida de las medidas de la UE y la menos afectada por las contramedidas chinas. Si la UE hubiese decidido realmente lanzarse a una guerra comercial con China, habrían puesto muchos más aranceles, no sólo a la fotovoltaica, y no parece que eso vaya a ocurrir”. El presidente de ASEES espera que se alcance un acuerdo antes del 6 de agosto que evite la subida de los aranceles al 47,6% y se resuelva el problema en otra dirección. “La postura de ASEES es siempre la búsqueda de oportunidades de colaboración entre España y China, salvando las barreras que nos separan, y buscando soluciones a los conflictos de intereses que surgen inevitablemente”. Los colaboradores chinos de ASEES hablan de la necesidad de que la industria fotovoltaica china encuentre nuevos mercados emergentes. Y citan a Japón, el sudeste asiático y África. Otra de las alternativas que se barajan es la instalación de centros de producción de empresas chinas en terceros países. ■ Más información: > www.asees.org

jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_26_31:ER MAQUETA 02/07/13 12:23 Página 30

SOLAR FV Hablan las empresas ■ YINGLI SOLAR La primera compañía fotovoltaica de China y del mundo habla de contradicciones entre la decisión de la Comisión Europea y el sentir de los Estados miembros. “Observamos con pesar que la CE insiste en imponer aranceles antidumping preliminares en productos de energía solar procedentes de China a pesar de la masiva oposición de los Estados miembros”, señala Liansheng Miao, presidente y consejero delegado de Yingli. “Unas tasas punitivas, no importa en qué nivel, conducirán inevitablemente a precios más elevados en los productos solares causando como mínimo el estancamiento de la industria solar europea. Por este motivo, animamos a una pronta reanudación de las conversaciones entre China y la Comisión Europea”. Yingli Solar presta atención a un detalle: esta tasa se gravará no sólo sobre las importaciones de productos solares originarios de China sino también a las importaciones solares procedentes de otros países pero embarcadas desde China. Al inicio de la investigación antidumping, únicamente se definió a productos solares de origen chino. ■ TRINA SOLAR Otra de las grandes, Trina Solar, habla por boca de su presidente en Europa, Ben Hill. “Es una decisión equivocada para Europa y 23 de los 27 Estados de la UE han expresado claramente que ellos no aprueban la imposición de aranceles. Trina Solar está en desacuerdo con las conclusiones de la CE, nosotros no hemos hecho dumping en el mercado europeo, si se entiende por dumping vender productos por debajo de su coste”. Para Hill, “la decisión de la CE ddañará irreversiblemente la industria solar europea. Esta guerra comercial está en contra de los intereses de toda la cadena de valor de la industria solar global. Obviamente pensamos en el futuro y tenemos planes para el segundo semestre. Y mantenemos nuestro compromiso de servir a nuestros clientes y socios europeos, donde tenemos una reputación por la alta calidad de nuestros productos y servicios. Sabemos de las negociaciones para lograr un acuerdo. Trina da la bienvenida a cualquier oportunidad que suponga un diálogo constructivo y seguirá tomando todas las medidas necesarias para cooperar con las autoridades en ambos lados”. ■ INNOVOSOLAR Fuentes del fabricante chino Innovosolar, que contaron con inversores de fondos europeos, creen que “los dos próximos meses las cosas pueden ir bien a pesar de la decisión europea porque el mercado chino está empezando ahora a responder. Pero la energía solar pertenece a todas las personas del mundo. Es estúpido tratar de bloquear a los fabricantes chinos si lo que buscan es un chivo expiatorio para su recesión económica. Se han equivocado”. ■ REC La multinacional noruega, que presume de ser el mayor proveedor europeo de paneles, cree que la tendencia positiva que supone el afianzamiento del autoconsumo en Europa “podría retrasarse si se imponen los impuestos provisionales antidumping sobre las importaciones de energía solar de China”. El vicepresidente de Ventas y Márketing, Luc Graré, dice que “Europa seguirá siendo el mercado de energía solar más grande a nivel mundial en 2013. REC está percibiendo ya cómo están creciendo en nuestro

no europeo por la misma razón esgrimida contra sus paneles fotovoltaicos: posible dumping.

■ El pacto deseable Los que conocen bien las tensiones que suelen darse en este tipo de enfrenta-

30 energías renovables ■ jul-ago 13

continente los nuevos modelos de negocio, sin la necesidad de usar las tarifas incentivadoras, al igual que las instalaciones de autoconsumo para uso comercial, lo que demuestra que la energía solar ya es competitiva comparada con otras fuentes de electricidad. Esa tendencia positiva podría retrasarse si se imponen los impuestos provisionales antidumping sobre las importaciones de energía solar de China, dado que los precios de mercado para los paneles solares ya están en aumento”. Según Graré, “aunque los productos de REC no se ven afectados por las investigaciones antidumping de la Unión Europea, estamos en contra de los impuestos de importación y apoyamos una competencia abierta y justa”. ■ ENERTIS SOLAR En opinión de esta empresa española especializada en servicios de consultoría e ingeniería en el sector fotovoltaico, “si bien la imposición de aranceles puede parecer un alivio para la industria europea fabricante de módulos, obleas o células (principalmente la alemana), el resto de la cadena de valor del sector fotovoltaico notará sus efectos debido a que el precio de los módulos mantendrá la tendencia al alza que lleva en los últimos meses, derivada entre otras cosas de la inseguridad generada ante el anuncio de la aplicación de estas medidas, agregando incertidumbre y haciendo más proyectos inviables”. En el caso de España, explica Enertis, “el problema no pasa por dificultar la entrada de producto exterior, sino por que exista una reglamentación interna clara, que no perjudique al sector renovable tanto en el autoconsumo como en otras tipologías de plantas, ausente ya desde hace tres años”. En términos de precio, “los módulos españoles actualmente quedan muy lejos del precio del módulo chino incluso con un arancel del 11% o del 40%. Para dar precios competitivos muchos fabricantes han utilizado célula importada china, que estaría sujeta también a los aranceles. Aunque existen alterativas en el mercado mundial a la célula china, como es el caso de Taiwan o India, el precio es en torno a un 12% superior en estos momentos. Una medida como la anunciada por la CE implicará una mayor demanda de estas otras células asiáticas, produciendo el subsiguiente aumento de precio en el mercado mundial. Además la medida tendrá un efecto negativo en España en otros segmentos del sector fotovoltaico, como los fabricantes de inversores, empresas especialistas en construcción de plantas, instaladores eléctricos, etc, cuyo mercado objetivo internacional se verá reducido sin lugar a dudas, añadiendo un elemento adicional a su ya complicada situación, a pesar de ser estas empresas españolas exportadoras y referentes dentro del mercado mundial fotovoltaico”. ■ EPIA La Asociación Europea de la Industria Solar apunta que “es importante recordar que la decisión final sobre las medidas antidumping no será definitiva hasta el próximo mes de diciembre y que los aranceles definitivos, si los hay, serán decididos por el Consejo europeo, con representación de los 27 Estados miembros”. EPIA ha mantenido una posición neutral en este tema y “anima a todos los actores gubernamentales y de la industria a garantizar una competencia justa respetando las normas de la OMC y a abordar los debates antes de que se generen conflictos comerciales en el futuro”. EPIA está convencido de que, “cualquiera que sea el resultado de este caso, las perspectivas para la energía solar a medio y largo plazo, en Europa y en todo el mundo, siguen siendo sólidas y jugará un papel clave en la necesaria recuperación económica”.

mientos dicen que no hay nada que temer, que las aguas volverán a su cauce y que los paneles fotovoltaicos (la venta de módulos chinos a la UE fue en 2011 de 21.000 millones de euros) no pueden estropear un negocio, el de los intercambios comerciales China–UE, que se acer-

can a los 500.000 millones de euros anuales. Pero también dicen que las armas las carga el diablo. Y que un conflicto menor podría acabar convertido en un auténtico desastre. En las primeras semanas de junio, tras la entrada en vigor de las tasas arancela-

ER123_26_31:ER MAQUETA 02/07/13 12:23 Página 31

rias, la tensión fue en aumento. Bruselas llegó incluso a interponer una denuncia contra Pekín ante la Organización Mundial del Comercio (OMC) en la que China ingresó a finales de 2001. En este tiempo China se ha convertido en el principal proveedor de la UE, a pesar de que surgen numerosos conflictos sobre dumping entre las dos potencias. De hecho, a finales del año pasado la CE mantenía en vigor 48 medidas (un 43% de todas las adoptadas, que se concentran en países asiáticos) para poner bajo control las compras chinas. Sin embargo, las reuniones de los últimos días parecen haber calmado los ánimos. El ministro de Comercio chino, Gao Huchengla, aseguró el 20 de junio que “las dos partes están haciendo mucho esfuerzo para resolver esta cuestión”. El representante del Gobierno de Pekín se reunió esos días con el comisario europeo de Comercio, el belga Karel De Gucht, en la cita comercial anual que mantienen China y la Unión Europea. Gucht quiere encontrar una solución negociada “lo antes posible”, aunque también cree que “no se resolverá de un día para otro. La buena noticia es que ambas partes se han comprometido para encontrar una solución amistosa”. Desde Bruselas se insiste en que ese posible acuerdo implicaría que el exportador, China, debe elevar el precio del producto para evitar que se le impongan aranceles.

■ Quién gana y quién pierde Las instalaciones fotovoltaicas en Europa van a caer en más de 6 GW en el segundo semestre de 2013, de los que 1,3 GW son atribuibles a las medidas antidumping que Europa acordó imponer a los módulos chinos a principios de junio. Así lo cree la consultora IHS. Medidas que, de momento y a expensas de cómo avancen las negociaciones, se concretan en un arancel del 11,8%. Si se cumplen los pronósticos de IHS Europa instalará 11,6 GW en 2013, un 33% menos que en 2012. “Aunque la Comisión Europea ha abierto una pequeña ventana de esperanza, al dejar los aranceles en el 11,8% durante 60 días, el desaliento ha cundido”, apunta Ash Sharma, director senior de investigación solar de IHS. “Esta disminución se produce en marcado contraste con el fuerte aumento de los envíos de módulos desde China antes del próximo incremento de las tarifas en agosto”. El estudio indica que Alemania e Italia serán los países más afectados por la caída. En Alemania se instalarán 3 GW menos que en 2012, y en Italia 2 GW menos.

De modo que las medidas para defender la fotovoltaica europea se traducirán en menos fotovoltaica en Europa. Y es que, como en cualquier guerra, parece claro que habrá daños colaterales en el sector fotovoltaico. La CE cree que era necesario tomar medidas contra los precios artificialmente bajos de los paneles chinos, que ponen en riesgo 25.000 puestos de trabajo en Europa. Sin embargo, son muchos los que piensan que China ha sido clave en la bajada de precios, lo que ha permitido alcanzar la paridad de red en las regiones europeas con buena radiación solar. Zonas donde las empresas promotoras e instaladoras ven un filón de trabajo en grandes plantas que podrían construirse sin necesidad de primas o en instalaciones de autoconsumo. La llamada Alianza para la Energía Solar Asequible (Afase) dice representar en Europa a más de 700 compañías del ámbito solar que defienden el libre comercio y se oponen a cualquier medida proteccionista. Afase “lamenta la decisión de la Comisión de ignorar las posiciones de 18 de los 27 Estados miembros que votaron en contra de las medidas y cree que van a dañar seriamente a la industria solar europea”. Y cita al instituto de investigación económica Prognos, que concluye que “unos aranceles del 60% tendrían un coste para la economía europea de hasta 242.000 puestos de trabajo y de 27.000 millones de euros en los próximos tres años”.

Entre los que critican la medida hay organizaciones ecologistas como WWF. Su director de Política Energética, Stephan Singer, decía el mes pasado que “sin duda, el carbón, el petróleo, la energía nuclear y los grupos de presión del gas abrirán botellas de champán para celebrar la decisión de la Comisión que, mientras tanto, se muestra incapaz de frenar los impactos contra la naturaleza de esas fuentes e ignora los altísimos subsidios que reciben los combustibles fósiles. La destrucción de nuevas actividades comerciales limpias y la participación en una guerra comercial con China en tecnologías de energía limpia es lo último que necesitamos”. Lo mismo piensa Ignacio Mauleón, director del Departamento de Fundamentos del Análisis Económico de la Universidad Rey Juan Carlos. “¿No será que lo que se estaba intentando proteger es a los oligopolios energéticos europeos, preocupados por los avances de la fotovoltaica, y concretamente por el autoconsumo?”, se pregunta. “Esto parece mucho más creíble. De ser así, la noticia de un posible acuerdo China–UE es excelente. El oligopolio energético lo puede todo en España, por ahora, pero en Europa parece claro que no. Si seguimos con la integración europea, más pronto que tarde esto afectará también al sistema eléctrico español”. ■ jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:24 Página 32

E e

Luis Crespo

Secretario general de Protermosolar

“La termosolar española podría ofrecer electricidad con precio competitivo dentro de tres o cuatro años” ■ Dicen que la termosolar está cobrando a 300 euros el megavatio hora que genera cuando el precio medio, el año pasado, anduvo por los 50.Y dicen que eso es insostenible. ¿Qué dice Luis Crespo?

■ La tarifa la fijó en su día el gobierno. El por qué los proyectos están cobrando eso no es algo achacable a la tecnología, hay que achacárselo a la legislación. Nosotros simplemente nos hemos adaptado a lo que la legislación fijó en su momento. Mire, en 2007, con el RDL 661 [por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial], el gobierno, para cumplir con una determinada planificación energética vinculante, estableció unos objetivos para la termosolar y unas vías de remuneración. Y a ellas se han acogido los empresarios. ■ Sí, bien, de acuerdo. Pero, ¿es mucho o no? ■ Verá, para empezar, ese dinero lo hemos retornado con creces. Porque la termosolar ha cobrado 927 millones de euros en primas en 2012, sí... Pero es que ha aportado bastante más que eso en impuestos, y en subsidios de desempleo evitados, y en importaciones de combustibles fósiles que no ha habido que hacer, y en emisiones de CO2… Además, ese precio ha servido para que las empresas españolas sean las mejor preparadas de cara al gran bum que puede haber de esta tecnología en todo el mundo. El sector español de la termosolar es líder internacional y se encuentra ahora mismo ante un enorme mercado emergente que no debemos desperdiciar. Nos encontramos ante una oportunidad histórica irrepetible para la tecnología de nuestro país.

■ O sea, que usted opina que no solo es asumible ese coste, esos 300 euros, sino que, además, está perfectamente justificado.

Probablemente no hay sector en España que haya sufrido tanto recorte en tan poco tiempo. Y es que, en menos de mes y medio, el Ejecutivo Rajoy –con una ley en diciembre y un real decreto en febrero– le ha recortado a la termosolar los ingresos en un 37%. A pesar de todo, si se autoriza la instalación de centrales de 200 MW en España y los operadores de red europeos eliminan ciertas trabas administrativas para que nuestro país pueda vender esa electricidad verde al Viejo Continente, la termosolar podría volver a florecer aquí en apenas tres o cuatro años. Lo dice Luis Crespo, secretario general de Protermosolar, la patronal de un sector que lleva años paseando la mejor Marca España por todo el mundo. ANtonio Barrero F.

32 energías renovables ■ jul-ago 13

■ La termosolar representa un 3% del coste total del sistema eléctrico. En 2013 se sumarán al parque termosolar nacional cinco instalaciones más, que son las últimas que quedan en el pre-registro. A partir de ese momento, y si el gobierno no suma más recortes a los que ya nos ha aplicado –en los últimos meses nos han recortado un 37% los ingresos-… pues digo que, a partir de la entrada en funcionamiento de estas cinco últimas instalaciones, costaremos unos mil millones de euros cada año, una cantidad que me parece perfectamente asumible para el sistema. Para que se haga usted una idea: ahora mismo, la cogeneración, que quema gas, le cuesta al sistema, cada año, en primas, casi el doble que nosotros. Cuesta el doble y no tiene nada que ver. Porque, vuelvo a insistir: lo que se ha invertido en termosolar ha servido para ahorrar –contribuimos a bajar el precio del pool [mercado mayorista] y evitamos importaciones de combustibles fósiles– y para posicionar a España como líder en un momento, además, en el que va a haber contratos millonarios en todo el mundo. Ahora mismo, esta es la tecnología que más puede aportar a España a nivel de renta exterior. O sea, que recortar en esa medida… cuando los retornos están siendo los que son… Además, está el asunto de los arbitrajes internacionales.

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:24 Página 33

■ ¿Arbitrajes internacionales? ■ Sí, aquí se han invertido 15.000 millones de euros en total. La cuarta parte de esa inversión es el capital social de las empresas. Y de ese capital social, el 35% es capital extranjero, como propiedad de las centrales. Además, las tres cuartas partes restantes corresponden a la financiación complementaria necesaria para completar las inversiones que se han hecho. Pues bien, de ese 75%, o sea de toda la financiación bancaria, financiación vía préstamos, el 40% ó el 50% procede de bancos extranjeros que han prestado dinero a las sociedades promotoras de proyecto, que son las que han invertido en las plantas. O sea, que estamos hablando de varios miles de millones de euros que proceden del exterior.

■ Miles de millones de euros… de inversores extranjeros que supongo que están tan enfadados como ustedes con ese recorte del 37%…

■ Sí, hasta el punto de que la mayor parte de ellos… o han iniciado ya, o van a iniciar, la vía del arbitraje internacional. Y le digo una cosa: cuando a un árbitro internacional le dicen oye, ¿te parece razonable que un gobierno cambie unas reglas del juego que había establecido para que yo invirtiera... justo cuando he terminado de hacer mi inversión –no cuando he amortizado la planta, sino justo cuando he acabado de invertir y estoy empezando a recibir ingresos–… te parece razonable que, en ese momento, me bajen un 37% la remuneración? ¿Te parece justo?”. Bueno, pues yo le digo que todas las sentencias que hay en casos parecidos dan la razón al que ha puesto la reclamación, con lo cual, el escenario al que nos enfrentamos es un escenario en el que, por una parte, el gobierno de España causa, con esa reducción de retribución, un daño enorme al sector termosolar español, y, por otra, en unos años, el mismo gobierno de España se va a ver obligado a pagar indemnizaciones a los extranjeros después de que el sector nacional se haya destruido. El escenario es bastante lamentable: si, al final, el Reino de España pierde contra esos inversores extranjeros en los arbitrajes internacionales… Si, después de varios años de recortes que han dañado tanto al sector, va y resulta que ese recorte no ha valido para nada porque obligan a España a devolver ese dinero, a devolverlo con creces, con indemnizaciones… pues la verdad es que el resultado… resultaría bastante patético. ■ Queda en todo caso la internacionalización, supongo. ■ Sí, y eso hemos hecho. Y, hasta ahora, los españoles ganaban el 80% de los concursos de todo el mundo. Casi todo lo que había por ahí fuera se lo llevaban las empresas españolas. ¿Cuál es el problema ahora? Pues que los recortes retroactivos que ha hecho el gobierno a lo largo de los últimos meses han mermado nuestros ingresos, como le digo, un 37%. Y las empresas están empezando a limitar sus perspectivas internacionales porque sencillamente no disponen de recursos para concursar. Mire, si la empresa no tiene recursos porque, con los recortes que ha habido aquí, está ahogada… pues no podrá acometer concursos que cuestan mucho tiempo y dinero, concursos en los que además siempre corre uno el riesgo de no resultar adjudicatario. ¿Conclusión? Perderemos la oportunidad histórica que teníamos de ser líderes mundiales en un mercado emergente y multimillonario.

■ ¿Está sucediendo eso ya? ■ Evidentemente. Ya hay empresas que están limitando sus perspectivas internacionales. Quedan todavía proyectos de empresas españolas en promoción, en fase de concurso… en Chile, en Marruecos. Es un poco la inercia. Pero está claro que, en los futuros concursos, como Suráfrica, como Arabia Saudita, concursos que van a ser muy importantes, como la nueva fase de Marruecos…

«De cada euro que se paga por cada kWh que produce un ciclo combinado, el 80% se va fuera del país; mientras que, por cada euro que se paga por un kWh que se produce con termosolar, el 70, el 80%, se queda en el país» Pues ahí va a ser más complicado que las empresas españolas puedan presentar sus ofertas, porque presentar una oferta cuesta mucho dinero, y a las empresas españolas los últimos cambios regulatorios les han recortado mucho los ingresos.

■ ¿Y qué va a pasar, pues? Si no se presentan las empresas españolas, esas que se han estado llevando el 80% de los concursos del mundo hasta hace unos minutos… ¿quién se va a presentar? ¿Quién se va a llevar ese mercado multimillonario?

■ Pues… Lo que va a pasar es que nos pueden adelantar, seguro, los americanos; nos pueden adelantar los indios; los alemanes ya están posicionándose... Seguramente van a salir beneficiadas algunas empresas emergentes saudíes o chinas… La posibilidad de que nos adelanten, en las circunstancias en las que nos ha situado el Gobierno, es casi irremediable. ■ De todas formas, los recortes de los que se queja la termosolar han sido ejecutados en el nombre de la lucha contra el déficit tarifario. Vamos, que las reformas que ha puesto en marcha el Ministerio de Industria en el sistema eléctrico no han sido porque sí…

■ Insisto en que la termosolar, a la que se le han recortado en un 37% los ingresos, representa un 3% del coste total del sistema eléctrico y, hasta la fecha, ha recibido una cantidad irrelevante de todas las primas acumuladas por el régimen especial. La auténtica reforma del sistema eléctrico debe pasar porque las nucleares y las hidráulicas se remuneren con rentabilidades razonables. El propio ministro de Industria, Energía y Turismo dijo hace unos días que el coste del megavatio hora nuclear estaba en 20 euros, o sea, que ellos saben cuánto cuesta producir electricidad en una central nuclear; y saben también que la nuclear está cobrando a cincuenta o a sesenta euros el megavatio hora, o sea, bastante más de lo que cualquiera convendría como razonable, y más aún, si tenemos en cuenta que son instalaciones más que amortizadas. Además, cuando hablamos de la nuclear y la hidráulica no estamos hablando de 2.300 MW, que es lo que tendrá, cuando esté todo instalado, la termosolar; estamos hablando de cerca de 25.000 MW [más de 7.000 nucleares; más de 17.000 hidroeléctricos]. Y no estamos hablando tampoco de 3,4 millones de megavatios hora, que es lo que produjo el año pasado la termosolar. Estamos hablando de 80 millones de megavatios hora, que es lo que producen juntas la hidráulica y la nuclear, 80 millones de megavatios que están recibiendo una retribución que nada tiene que ver con lo razonable. Resulta muy agraviante y discriminatorio, y seguro que tendrá consecuencias a nivel de derecho Constitucional y Comunitario, el que a centrales ya amortizadas se les permita esa enorme sobreretribución, mientras que a centrales que acaban de entrar en operación, tras haber efectuado grandes inversiones, se les recorte tan drásticamente una retribución que fue establecida en una ley que fue la que motivó precisamente esas inversiones. jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:24 Página 34

Luis Crespo

Secretario general de Protermosolar

■ Bien, la nuclear y la gran hidráulica cobran lo que cobran: un dineral, por encima de su coste. Y ahí la termosolar puede señalar con el dedo. Ahora bien, ¿es cierto o no que la termosolar cuesta mucho más que otras tecnologías renovables?

«En el futuro, en Europa, la energía va a ser un mix de la FV y la termosolar del Sur, más la eólica marina y la gran hidráulica del Norte. Esa combinación va a suministrar un porcentaje elevadísimo de la electricidad europea a partir de 2030»

■ Vamos a ver, hay que tener en cuenta varios factores. Los costes de la termosolar, en el mundo entero, a día de hoy, con centrales de más de 150 MW y en sitios con una radiación superior en un 25% a la de España, rondan los 15 céntimos de euro el kilovatio hora, y no crea que la fotovoltaica, por ejemplo, está muy por debajo: la fotovoltaica [FV] está a once, a doce céntimos. La diferencia es que nosotros, hemos llegado a alcanzar ese coste con solamente 3 gigas a nivel mundial, mientras que la FV, por ejemplo, lleva ya 100, la eólica, 300. O sea, que hemos demostrado que la curva de aprendizaje la estamos recorriendo a una velocidad muy elevada. Por otro lado, hay que tener también en cuenta que otras energías renovables son variables, y que necesitan por eso centrales de respaldo [para cuando no brilla el sol o no sopla el viento], mientras que la termosolar puede dar energía firme. Bien porque tengamos un almacenamiento muy grande, bien porque hibridemos la planta con gas natural, por ejemplo. Lo que quiero decir es que, a los costes de inversión o de generación de las energías variables, hay que añadirles el coste del respaldo, de ciclos combinados, por ejemplo. Nosotros, en cambio, no lo necesitamos, pues podemos cubrir la demanda con centrales hibridadas –con gas o con biomasa- o con centrales con mucho almacenamiento. Ahora mismo le diría que podemos cubrir el 80%, el 90% de la demanda. Esto no quiere decir que el futuro deba ser solo termosolar. Será parcialmente FV, parcialmente eólico… Pero una cosa está muy clara: la termosolar tendrá que tener un amplio despliegue, porque ahora mismo algunas renovables más el respaldo cuestan ya más que la termosolar. Sí, está muy claro: la termosolar va a tener una importancia extraordinaria en el mundo a medio y largo plazo. ■ ¿Hasta el punto de sustituir al gas? ■ Sin duda ninguna. Completamente. Otra cosa es que allí donde

hayan encontrado shale gas [gas pizarra] podamos competir… Porque lo cierto es que han bajado mucho los precios del gas natural y va a ser muy difícil competir ahora mismo… Ahora mismo y durante unos cuantos años. Pero el shale gas es barato solo allí donde se ha encontrado. Los costes de licuefacción, de transporte y de regasificación son muy elevados y el shale gas puesto en puerto, y licuado, y luego regasificado, pues cuesta más o menos lo que cuesta el gas natural ahora mismo, quizá un poquito menos. O sea, que, en muchos sitios en los que no tienen shale gas, la termosolar puede proporcionar energía de base y responder a la curva de demanda, la parte que cubra una parte importante de energía gestionable del país.

■ Pues en España no tenemos shale gas… ■ Aquí no tenemos shale gas, pero luchamos con que la disponibilidad solar no es tan buena como en California o Nevada, en Marruecos o Israel. Eso sí: aquí, plantas grandes, que no tengan limitación de tamaño, centrales termosolares comerciales de 150, 200 MW… van a tener… a medio plazo… un coste de generación eléctrica bastante razonable. Yo creo que, cuando haya en el mundo…

34 energías renovables ■ jul-ago 13

no tres gigas instalados, sino treinta o cuarenta, seguro que los costes se habrán reducido significativamente y ya serían prácticamente competitivos.

■ Visto todo lo visto, ¿qué futuro le espera a la termosolar en España?

■ Dada la sobrecapacidad de potencia instalada en nuestro país, el futuro pasa por construir centrales en España que vendan su electricidad a países como Alemania u Holanda. Alemania va a necesitar mucha potencia, dada su decisión de cerrar las nucleares, y dado que el carbón ya no será alternativa, porque es muy contaminante. Los alemanes tienen el mar del Norte para aprovechar la eólica marina, que en estos momentos cuesta casi lo mismo que la termosolar. La visión que tenemos nosotros ahora ya no es la visión Desertec, porque estamos comprobando que es muy complicado llegar a acuerdos con los países del norte de África, tender líneas submarinas de transmisión que conecten ambos continentes, etcétera, etc… En cambio, sí sabemos que es bastante factible aprovechar la nueva capacidad de transmisión con Francia –que está ya casi lista– para vender electricidad termosolar –gestionable, despachable- al norte del continente. Y que Alemania, Dinamarca, Reino Unido y Holanda vendan al sur su electricidad eólica marina… Yo creo que, en el futuro, en Europa, la energía va a ser un mix de FV y termosolar en el sur, más vientos marinos en el norte, más gran hidráulica, que también es abundante en muchos países nórdicos. Sí, esa combinación va a suministrar un porcentaje elevadísimo de la electricidad europea a partir de 2030. ■ ¿Y cuál es el pero? ■ La directiva europea de Energías Renovables ya está ahí. Ya permite este tipo de cosas. ¿El pero? Es verdad que hay algunas barreras administrativas. Por ejemplo, no existe todavía la posibilidad de adquirir reserva de capacidad de transmisión a largo plazo. Nadie puede decir “quiero reservar para transmitir el equivalente a una, dos, tres centrales termosolares… a veinte años”. Y si no lo puedes reservar… ningún banco va a financiar la instalación. Así que estamos tratando de que la unión de los operadores europeos, ENTSO-E, admita esa fórmula, la reserva de capacidad a largo plazo, que todavía no existe. Por cierto, que, ahora mismo, ENTSOE-E está discutiendo los nuevos códigos para regular la transmisión y transporte de la electricidad en Europa. El caso es que, una vez que hayamos conseguido eso, podremos entrar en negociaciones con eléctricas alemanas, holandesas o de otros países y ofrecerles contratos a veinte, 25 años, sin subida de precios, contratos que, si ellos contrastan con las previsiones de subidas de precios de los combustibles fósiles… se van a dar cuenta de que… merece la pena.

■ Pero, esas centrales, ¿no interferirán en el mercado español? ■ No, eso no perjudicaría para nada lo que llaman en España el hueco térmico, porque esa electricidad termosolar no competiría con el ciclo combinado en el pool sino que se exportaría físicamente. La idea sería reservar una capacidad de exportación, como digo, y exportar efectivamente el 100% de lo que se produzca en esas centrales a Alemania, a Holanda, adonde sea. Vamos, que esa energía, esa electricidad termosolar, no iría en ningún caso a cubrir la demanda de electricidad en España, demanda que quedaría satisfecha

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:24 Página 35

con el mix que salga en cada momento del pool. Y, así como esa nueva generación termosolar no interferirá en España, tampoco lo hará en Alemania, porque tampoco se contratará esa energía en el pool de allí. Se firmará con el promotor en España mediante contratos bilaterales, a veinte años. Pero, para eso… hacen falta todavía algunos pasos, que son los que estamos tratando de dar.

«El modelo económico que le hace falta a España pasa por eliminar obstáculos al balance neto; eliminar obstáculos al tamaño de las centrales termosolares; y eliminar obstáculos, y recelos, a la exportación de electricidad verde»

■ Vuelvo a la pregunta anterior: ¿cuándo podría ser eso? ■ Si conseguimos aprovechar la ventana abierta que ha dejado la directiva europea de Energías Renovables… puede haber futuro termosolar en España a medio plazo. O sea, que podrían empezar a construirse aquí centrales a tres, a cuatro años vista… eso sí… con acuerdos de exportación a países europeos. Con contratos a veinte, a 25 años. Contratos de venta entre la termosolar española y una distribuidora alemana, u holandesa, o luxemburguesa, que puede estar interesada en esa fórmula por mil motivos: porque el país quizá tiene necesidad de cumplir objetivos del 20/20, o porque pueda entender que, a largo plazo, la oferta que está dando España –el precio de la termosolar– es más competitivo... Quede claro en todo caso que estoy hablando siempre de centrales que no son de 50 MW. Estoy hablando de instalaciones de 200 megas, centrales que sí serían rentables y que sí podrían ofrecer electricidad dentro de tres o cuatro años con precios competitivos. Si somos capaces de aprovechar esa oportunidad, acabaremos construyendo aquí esas plantas, que darán empleo en España, y que no quitarán horas de trabajo a los ciclos combinados, o sea, que no molestarán al sistema.

■ ¿Y eso solo depende de remover barreras administrativas? ■ Solo hace falta que se resuelvan algunos temas administrativos de regulación en el país emisor y en el receptor y, sobre todo, que sea posible reservar la transmisión, o sea, que me permitan comprar una parte de la conexión con Francia pagando el precio de mercado que haya que pagar. Si no es así… no habrá ningún banco que pueda financiar, porque no sabrán si al final vas a poder vender aunque tengas un contrato. Porque está claro que, si no te permiten transportarla, no podrás venderla.

■ ¿Y la prima? ■ Ahí no hay prima por ninguna parte. ■ Ahora que el gobierno parece estar ultimando “la reforma eléctrica total”, ¿tiene algo que apuntar sobre el modelo energético futuro de España?

■ Lo más importante es que eliminemos la excesiva dependencia que tenemos en España de importaciones de combustibles extranjeros. Nuestra economía es tremendamente vulnerable a las subidas descontroladas de los precios de los combustibles. ¿Qué es lo verdaderamente importante? Pues ir a un modelo energético en el que tú aproveches tus energías autóctonas al máximo posible. Y eso se consigue de varias formas. Por ejemplo, yo soy un activo defensor del balance neto. La primera revolución energética en España pasa por que todo aquel que lo desee pueda instalar fotovoltaica en su casa y pasa por que, a partir del día uno, pague menos a las comercializadoras de lo que está pagando ahora mismo. Eso es una reivindicación que debería hacerse realidad y que potenciaría mucho la

energía distribuida y disminuiría la necesidad de capacidad de generación centralizada. Eso sí, es evidente que, en el futuro, tendrá que seguir habiendo centrales.

■ ¿Nucleares? ■ Las nucleares tendrán que ce-

rrarse algún día, por obsolescencia, por riesgo de funcionamiento y porque cada día que pasa incrementamos el volumen de residuos para los que todavía no hay solución y que van a heredar nuestros hijos.

■ ¿Carbón? ■ Las térmicas de carbón habría que tratar de cerrarlas todas lo antes posible, empezando por las viejas centrales españolas altamente contaminantes. Es increíble que España siga consumiendo la cantidad de carbón que consume, incrementando sus emisiones, incumpliendo los protocolos internacionales...

■ ¿Gas? ■ Yo creo que no deben darse pasos en línea a mantener y, mucho menos, en línea de reforzar la situación actual. Debe reducirse la gran dependencia que tenemos actualmente con el elevado consumo de gas natural. Debe hacerse todo lo contrario. Mire, de cada euro que se paga por cada kilovatio hora que produce un ciclo combinado, el 80% se va fuera del país. Mientras que, por cada euro que se paga de un kilovatio hora que se produce con energías renovables, en la mayoría de los casos, –viento, termosolar, biomasa–, el 70, el 80%, se queda en el país; con FV, algo menos, si se han importado los paneles de fuera. Una economía debería escoger un modelo de generación que fuera, primero, más limpio, y, luego, mucho más contribuyente al desarrollo económico del país.

■ Pues el Partido Popular ya decía en su programa electoral –y parece estar demostrándolo fehacientemente en el gobierno– que quiere convertir España en “el mercado de referencia del gas natural en el Mediterráneo”. Vamos, que su apuesta no es ni por el carbón, ni por la nuclear… ni por las renovables. Es por el gas.

■ Eso es lo que nos tememos y eso es lo que nos parece un error… histórico… importantísimo. ■ ¿Entonces? ■ Mire, lo que tenemos que hacer es reconocer que el futuro va a ser renovable y, por tanto, transitar hacia un modelo en el que a las renovables no se las frene sino que vayan incrementando progresivamente su contribución. Cuanto antes lo hagamos, más nos beneficiaremos de los positivos impactos macroeconómicos que ello conllevará, y mejor situaremos a nuestra industria para tomar una parte my importante del gran mercado internacional. Mire, lo que hay que hacer es eliminar obstáculos al balance neto; eliminar obstáculos al tamaño de las centrales termosolares; eliminar obstáculos, y recelos, a la exportación de electricidad verde. Si superamos esos obstáculos estaremos yendo hacia un modelo económico que le hace falta a España y que generaría un montón de riqueza, un montón de puestos de trabajo, de impuestos que pagarían las empresas en España, de IRPFs que pagarían los trabajadores, de subsidios de desempleo que dejarían de pagarse y de impuestos fiscales que estarían encantados de percibir los ayuntamientos. ■ jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:24 Página 36

ESPECIAL TERMOSOLAR

Barómetro de EurObserv´ER

2012, el último buen año para España El mercado europeo termosolar se presenta muy difícil. Tras un 2012 floreciente en cuanto a instalaciones –802,5 MW añadidos el pasado año– el número de proyectos en construcción está en claro descenso. Es el análisis recogido en el último barómetro de EurObserv´ER sobre esta tecnología, que achaca la caída a l a moratoria del gobierno español a las renovables, el único país de la UE que ha desarrollado hasta ahora la termosolar. Pepa Mosquera

l año 2012 ha sido un gran año a nivel mundial para la electricidad generada a partir del calor del sol. EurObserv´ER se hace eco de un estudio elaborado en diciembre del pasado año por Photon International, según el cual la pujanza de esta tecnología en 2012 ha sido tal que condujo a la instalación de un gigavatio, elevando la potencia termsolar acumulada a 2,8 GW. El mercado, que se ha duplicado entre 2011 y 2012, añadirá otros 1,7 GW en 2013, lo que conducirá a que al finalizar el presente año haya 4,5 GW solares termoeléctricos instalados en el mundo. Pero, a diferencia de lo ocurrido hasta el momento, España ya no será el líder. Estados Unidos se alzará con el primer puesto del mundo, con la construcción de 1.239 MW, distribuidos en una decena de proyectos. De todos ellos, el más importante lleva el sello de la multinacional española Abengoa. Se trata de la central cilindro-pa-

rabólica Solana (desierto de Mojave, California), que contará con 280 MW de potencia instalada. En el resto del mundo hay otros 2,9 GW en construcción, repartidos en numerosos proyectos avanzados, y en breve comenzará la construcción de otros 7,3 MW: 2.800 MW en EEUU, 1.540 MW en Oriente Medio y Norte de África, 1.400MW en China, 750 MW en Australia y 230 MW en India.

■ Oriente, la tierra solar prometida Arabia Saudí es, destaca EurObserv´ER, el país más prometedor en estos momentos El reino prevé el desarrollo de 25 GW de centrales solares de concentración (CSP) de aquí al año 2032, que tendrán una producción estimada de entre 75 y 110 TWh. En febrero pasado, la agencia encargada del programa de energías renovables del país (Ka-Care-King Abdullah City for Atomic and Renewable Energy) lanzó una primera convocatoria para la construcción de 900

MW, cuyo resultado se conocerá a finales de año. Y a esta primera oferta le siguió una segunda de otros 1.200 MW. Pero en la región del Golfo Pérsico, el país pionero en el desarrollo de esta fuente de energía ha sido Abu Dhabi, que en marzo de 2013 inauguraba la central Shams 1, de 100 MW. Dubai y Kuwait son otros países con importantes proyectos. Esta pujanza contrasta con la situación que se vive actualmente en España. Hasta el momento, el nuestro es el único país de la UE que ha desarrollado el sector termosolar. Aquí, en España, está el origen del renacimiento de esta tecnología, a partir de la segunda mitad de la década pasada. En aquel momento, la decisión del gobierno español de favorecer la aparición de un sector a gran escala, permitió que en 2010 el nuestro se convirtiera en el primer país en el mundo en el uso de la esta tecnología, por delante de Estados Unidos, el líder histórico, que había puesto en funcionamiento sus primeras centrales termosolares a mitad de los 80 del siglo pasado. 2012 fue un año pleno en cuanto a entrada en funcionamiento de centrales termosolares en España. Fueron conectadas 17 a la red, con una potencia total acumulada de 802,5 MW. Es decir, toda la potencia termosolar que hay instalada en Europa lo está en España. De estas centrales, 16 utilizan la tecnología cilindro parabólica. La de Borges (22,5 MW), situada en la provincia de Lérida, es, además, la primera instalación híbrida en el mundo que combina energía termosolar y biomasa, sumi-

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:24 Página 37

■ Evolución de la potencia termosolar instalada en la Unión Europea (en MWe)

■ Comparativa entre la tendencia actual de la termosolar y la hoja de ruta marcada en los planes nacionales de energías renovables (en MWe).

Fuente: EurObserv’ER

Enla página anterior, planta termosolar de Casas de los pinos. A la dececha, Puerto Errado 2.

nistrando electricidad limpia a unos 27.000 hogares. Y este sistema de hibridación permite que la central funcione las 24 horas del día, los siete días de la semana. Otra instalación, Puerto Errado 2 (30 MW), construida por Novatec Solar, utiliza la tecnología Fresnel y es, hasta el momento, la más potente puesta en servicio en el mundo. Según los datos aportados en el eurobarómetro, basados en la información aportada por la asociación Protermosolar, las termosolares españolas sumaban 1.953,9 MW de potencia a finales del año pasado. Esta potencia se reparte entre 42 centrales, 37 de tipo cilindro parabólico, 3 de torre y 2 centrales Fresnel. Se estima que la producción eléctrica teórica de estas centrales, en un año completo de funcionamiento, es de 5.138 GWh, capaz de atender las necesidades equivalentes de más de 600.000 personas En 2012, la producción medida por la Comisión Nacional de la Energía (CNE), fue de 3.432 GWh; dos veces más que en 2011 (1.779 GWh) y cinco veces más que en 2010 (692 GWh). De acuerdo con Luis Crespo, presidente de Protermosolar, las centrales termosolares cubrieron más del 3% de la demanda de electricidad en España en julio pasado.

■ Sin nuevos proyectos en España A principios de 2013 entraron en operación otras dos centrales más de tipo cilindro

Fuente: EurObserv’ER

parabólico (Termosol 1 y 2, en Badajoz), ambas de 50 MW, lo cual ha llevado a España a convertirse en el primer país del mundo con más de 2 GW (2.053,9 MW en concreto) termoeléctricos instalados y operativos. Y otras seis más del mismo tipo están actualmente en construcción (Solaben 1, Cáceres, Casablanca, Enerstar, Solaben 6 y Arenales), lo que elevaría la potencia del parque termsolar español hasta los 2.354 MW. Además, está proyectada la construcción de otras tres centrales: Puertollano 5, 6 y 7 (de 10 MW las dos primeras y de 12,4 MW la tercera). Las tres figuran en el registro de preasignación, que permite escapar de la moratoria que, desde el 29 de enero de 2012, suprime todas las ayudas financieras relativas a las centrales eléctricas basadas en fuentes renovables. Tras esta moratoria, el desarrollo de nuevos proyectos es incierto ya que difícilmente va a permitir a la termosolar española ser competitiva en relación a otras tecnologías energéticas. Ante esta situación, el sector español, que forma parte del liderazgo tecnológico a nivel mundial, no tiene otra elección que mirar hacia otros países para desarrollar su tecnología y reducir los costes de producción. La decisión del gobierno español de redefinir con retroactividad las condiciones de remuneración de las centrales es otro golpe duro para el sector. En diciembre pa-

sado (RD 15/2012) introdujo una tasa del 7% a los ingresos brutos provenientes de la venta de electricidad, renovable o no. Y a principios de año, el RD 2/2013 modificó de nuevo las condiciones de remuneración de las centrales que utilizan las energías renovables, cambiando la referencia de IPC por un nuevo método, que induce una bajada. Otro golpe más es la supresión de una opción acordada en su momento con los promotores de renovables, permitiéndoles sumar una prima (establecida en 2012 en 28,19 c€/kWh) al precio del mercado y obligándoles ahora a optar por una tarifa fija (establecida este año en 29, 90 c€/kWh) y con efecto retroactivo desde el uno de enero de 2013. La suma de todas estas medidas van a provocar una reducción de los beneficios del sector del orden del 30%, según Protermosolar. Todo ello, justificado por el gobierno español en la necesidad de reducir el inmenso agujero del déficit de tarifa, tiene claros efectos en la creación de empleo y riqueza. De acuerdo con Protermosolar, el sector ha perdido el 40% de los empleos que había creado, que a finales de 2011 eran 28.855. La patronal fija en 15.607 los puestos de trabajo perdidos directamente en la construcción de las centrales, y recuerda que una planta de 50 MW crea unos 500 empleos a nivel local durante la fase de construcción y unos 50 permanentes. Projul-ago 13

■

energías renovables

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:25 Página 38

ESPECIAL TERMOSOLAR termosolar estima que esta industria contribuyó al PIB español con 6.000 millones de euros entre 2011 y 2012.

■ Centrales termosolares en servicio en 2012

■ Italia tomará el relevo EurObserv´ER lo tiene claro: Italia está llamado a ser el siguiente país europeo en desarrollar un sector fiable de generación termosolar. La voluntad del gobierno italiano de que sea así se tradujo hace un año en la puesta en marcha de un nuevo sistema de incentivos, con una nueva tarifa de compra a partir de diciembre de 2012. Este sistema diferencia en función de la superficie total de receptores de la central, en torno al umbral de 2.500 m2, y según la participación mayor o menor de recursos no solares para integrar la electricidad solar. En el caso de grandes centrales (más de 2.500 m2) la tarifa establecida es de 32 c€/kWh siempre que la generación con solar supere el 85% del total. Baja a 30 c€/kWh si esa generación es de entre el 50% y el 85%, y a 27 c€/kWh si es inferior al 50%. La tarifa será pagada durante 25 años, pero irá disminuyendo un 5% cada año a partir de 2017. Cuando se trate de pequeñas centrales (menores de 2.500 m2), las tarifas también se establecen en función de la fracción de electricidad solar y son, respectivamente, de 36, 32 y 30 c€/kWh. Las reglas de reducción progresiva son las mismas que para las grandes centrales. Estas subvenciones estarán disponibles hasta un máximo de 25 millones de m2 de superficie total instalada y las centrales de más de 10.000 m2 deberán estar equipadas con un sistema de almacenamiento de la energía, superior a 0,4 kWh/m2 entre 10.000 y 50.000 m2 y superior a 1,5 kWh/m2 para superficies mayores. A modo de referencia: las centrales cilindro parabólica españolas de 50 m2 disponen de una superficie de receptores del orden de los 500.000 m2. En el caso de las centrales híbridas, la tarifa de compra solo se aplicará a la electricidad generada con el recurso solar. Otro aspecto importante es que la tarifa de compra se añade a los ingresos de la venta de la electricidad a la red. Así, de acuerdo con EurOberv´ER, el sistema de incentivos italiano se ha convertido en uno de los más interesantes del mundo, reuniendo las condiciones adecuadas para la construcción de las primeras centrales. Ya existe demanda de autorización para 200 MW. El proyecto de más envergadura es Archetype 30+, que promueve Enel Green Power en Catania (Sicila). Energogreen, controlado por el grupo Fintel Energia, trabaja en la realización de cuatro proyetos en

38 energías renovables ■ jul-ago 13

Fuente: EurObserv’ER

Cerdeña: Campus Giavesu (30 MW), Flumini/Mannu (50 MW), Gonnosfanadiga (50 MW) y Bornova (50 MW). La mayoría de estos proyectos utilizarán la tecnología cilindro parabólica, funcionando con tubos solares que utilizan sales fundidas (nitrato de sodio y potasio) como fluido caloportador, desarrollados por la industria italiana Archimede Solar Energy, empresa del grupo italiano Angelantoni S.p.A. Francia no cuenta todavía con ninguna central termosolar, pero es otro de los países europeos con proyección para esta tecnología. En julio de 2012, el gobierno dio luz verde a dos proyectos de la convocato-

ria de ofertas de la Comisión de Regulación de la Electricidad (CRE) para la realización de instalaciones solares con una potencia superior a lo 250 kW: la central termosolar Alba Nova 1 (12 MW), promovida por Solar Euromed y que se situará en Ghisonaccia (Córcega) y el proyecto de CNIM, que prevé la construcción de una central de 9 MW en los Pirineos Orientales. El proyecto de Alba Nova 1 será el primero en hacerse visible ya que su puesta en servicio está prevista para finales de 2014. El de CNIM podría entrar en operación en 2015. Aparte de estos dos proyectos no hay ningún otro previsto de momento.

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:25 Página 39

■ Centrales en construcción a 1 de enero de 2013

Fuente: EurObserv’ER

■ Mercado internacional La industria termosolar europea soñaba con un despertar similar al de la fotovoltaica, pero esto no va a ocurrir. El crecimiento de este sector, afirma EurObserv´ER, será más lento de lo previsto, y diferentes analistas, incluida la Agencia Internacional de la Energía, han revisado las previsiones a la baja. En Medium Term Renewable Energy Market Report 2012, la AIE prevé un crecimiento del mercado mundial del orden de 1,5 GW hasta 2017, con un parque mundial de 8 GW termosolares en 2015 y 11 GW en 2017, repartido entre 15 países. Bastante menos, por tanto, que las previsiones que hacía en 2010 Technology Roadmap Concentrating Solar Power, que estimaba en 148 GW la potencia termosolar instalada en el mundo en el horizonte de 2020. La competencia “sin control” del sector fotovoltaico y su capacidad de reducir de manera tan notable sus costes de producción gracias a la economía de escala, explican en gran medida los menores resultados de la tecnología CSP. De hecho, muchos

grandes proyectos termosolares se han reconvertido en proyectos fotovoltaicos, en especial en Estados Unidos. En Asia, la presión del sector fotovoltaico también limita el desarrollo de la tecnología CSP. Las perspectivas de lento crecimiento han tenido ya un efecto en la industria, que se encuentra en fase de reconversión. Siemens ha sido el primer gran actor en tirar la toalla, tras la quiebra del desarrollar alemán Solar Millenium en diciembre de 2011. Tres años después de haber adquirido por 418 millones de dólares Soel Solar Systems, Ltd, empresa israelí pionera en la tecnología termosolar, solo ha llevado a cabo 300 MW de los proyectados y en octubre pasado decidió abandonar la energía solar, tanto termoeléctrica como fotovoltaica. Algunos analistas piensan que uno de los motivos de esta renuncia puede deberse al hecho de que la fábrica de receptores estuviera situada en Israel, lo que limitaba las perspectivas de Siemens de crecer en Oriente Medio, el Magreb y África subsahariana. El grupo alemán Schott, especializado en la construcción de receptores cilindro

Valle 1 y Valle 2 son dos plantas solares colindantes de generación eléctrica mediante tecnología de captadores cilindro-parabólicos, situadas en San José del Valle (Cádiz, España).

parabólicos, también ha decidido reestructurar su actividad. En 2012 decidió cerrar su fábrica de Alburquerque (Nuevo México, EEUU), que contaba con una capacidad de producción de 400 MW, y en febrero pasado encargaba al banco PNB Paribas que le buscara compañero dispuesto a acompañarle en sus centros de fabricación, con la intención de mejorar las oportunidades del grupo de ganar contratos en Oriente Medio.

■ Abengoa sigue en cabeza La española Abengoa Solar no ha pasado por las mismas dificultades que sus competidores europeos. Especializada tanto en tecnología cilindro parabólica como de torre, ha disfrutado plenamente del desarrollo del sector en España y ha podido anticipar la caída del mercado doméstico abriéndose paso en otros lugares del mundo.

RENEWABLE ENERGY MAGAZINE “Knowledge is power” At the heart of clean energy journalism www.renewableenergymagazine.com

RENEWABLE ENERGY MAGAZINE

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:25 Página 40

La mayor termsolar construida hasta el momento, la central cilindro parabólica Shams 1, de 100 MW, en Abu Dhabi.

bón del mismo nombre. A medio plazo, Areva Solar pondrá en servicio Sund Solar Boost, que sumará 5 MW solares a la central eléctrica (carbón-gas) de Tucson (Arizona, EEUU).

■ Objetivos para 2020 Abengoa explota ya 13 centrales CSP en España, con una potencia acumulada de 570 MW (dos centrales de torre, 11 cilindro parabólicas) y una central híbrida solar-gas en Argelia, en Hassi R´mel (150 MW, de los cuales 20 MW son solares). En 2010 ganó otro contrato para construir una plana híbrida similar en Marruecos. Además, este año inauguraba en Abu Dhabi la mayor termsolar construida hasta el momento, la central cilindro parabólica Shams 1, de 100 MW, que ha desarrollado Shams Power Company. Una joint venture entre Masdar (60%), Total (20%) y Abengoa Solar (20%). Su construcción ha llevado tres años y ha costado 600 millones de dólares. Pero Shams 1 será destronada pronto, cuando entre en servicio este verano la planta de Solana (desierto de Mojave, california), que tendrá una potencia de 280 MW y una capacidad de seis horas de almacenamiento de la energía. Abengoa construye otras tres grandes proyectos en el desierto de Mojave, que suman 280 MW y cuya entrada está prevista para el segundo trimestre de 2014. Y dos más en Sudáfrica: la central de torre Khi Solar One (50 MW), prevista para el

cuarto trimestre del próximo año; y Kaxu Solar One (100 MW), en este caso de tecnología cilindro parabólica y prevista para el primer trimestre de 2015. En España tiene en construcción dos plantas de 50 MW, Solaben 1 y Solaben 6. (Cáceres). Este año verá igualmente la luz la central híbrida solar-gas de Agua Prieta II, en México (470 MW, 14 solares). En el sector termosolar internacional destaca, igualmente, la presencia de otros cuatro jugadores españoles: Sener, Aries, Acciona y TSK que, junto con el grupo saudí ACWA Power, van a construir la central cilindro parabólica de Bokport (50 MW) en Sudáfrica. Este mismo consorcio está a cargo de la construcción de una nueva central de tipo cilindro parabólico de 160 MW en Ouarzazate (Marruecos). Areva Solar es el único grupo francés activo en el mercado internacional, con 300 MW en explotación y construcción. Este año pondrá en servicio tres proyectos: dos centrales en el estado de Rajasthan (India) para el grupo indio Reliance Power Limited, de 125 MW cada uno; y Kogan Creek, en Australia, que añadirá 44 MW de potencia termsolar a la central de car-

■ Imagínate una bajada del salario del 37% La Comisión Nacional de Energía se equivocó en su Informe número 35 de 20 de diciembre de 2012. En ese informe, la CNE hacía estimaciones sobre lo que podrían costar las primas de todas las tecnologías renovables en los años 2012 y 2013. Y, con la termosolar, se equivocó. Porque consideró que a 31 de diciembre de 2013, en España habría 2.521 MW termosolares instalados y que, consecuentemente, la prima equivalente de la termosolar en ese año ascendería a 1.570 millones de euros. ¿El error? Pues que, a 31 de diciembre de 2013, en España habrá solo 2.300 MW termosolares instalados. ¿Conclusión? Las estimaciones de las primas están infladas. Y lo están por culpa de un error. Protermosolar, la patronal del sector, evalúa la diferencia en más de 200 millones de euros. ¿Qué pasó después de que apareciera aquel informe erróneo de 20 de diciembre? Pues pasó que entró en vigor, siete días después, la Ley 15/2012, “de medidas fiscales para la sostenibilidad energética” y que, solo un mes después, fue aprobado también el Real Decreto-ley 2/2013, “de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero”. Pues bien, los cambios regulatorios que el Ejecutivo introdujo en esas dos normas –basadas ambas en el informe erróneo– se han traducido en un recorte de los ingresos del sector que se eleva al 37%, según denuncia Protermosolar: 37 puntos de caída que son resultado de, entre otras cosas, la eliminación de un 15% de la producción primada; la imputación de nuevos impuestos y la redefinición (a la baja) del índice de actualización de las retribuciones previstas. En fin, que probablemente nunca se recortó tanto en tan poco tiempo. La hipótesis que maneja Crespo es la del pánico: “el informe en el que se basaron la ley 15 y el RDL 2 hablaba de 2.521 MW, o sea, 221 megas más de los que va a haber, y, claro, eso asustó al ministerio, porque los costes de las primas se calcularon sobre esos datos y el resultado fue una cantidad que no tiene nada que ver con la realidad... ¿Qué ha pasado? Pues que eso les ha llevado a sobreactuar en nuestro sector, lo cual nos ha perjudicado muchísimo”. ¿Problema añadido? La falta de diálogo de un ministerio ajeno a la realidad del sector y que “busca soluciones al déficit -explica Crespo- vulnerando los principios de seguridad jurídica y confianza legítima y discriminando negativamente a las energías renovables, cuya contribución, hasta la fecha, ha sido de reducción neta de los costes del sistema eléctrico aunque hayan recibido primas”. Hannah Zsolosz

40 energías renovables ■ jul-ago 13

Como destaca EurObservÉR, a las empresas europeas les habría gustado poder seguir apoyándose algo más de tiempo en el desarrollo del mercado europeo, para asentar las ventajas de sus tecnologías y enfrentarse mejor al mercado mundial. Sin embargo, el sector va a perder intensidad en Europa de manera notable durante los dos próximos años, y lo que ocurra a partir de 2015 dependerá de que sea capaz de abaratar sus costes de producción. Para ello, es imprescindible que los programas de investigación se mantengan. Estela, la asociación europea de la electricidad termosolar, en su publicación Solar Termal Electricity–Strategic Research Agenda 2020-2025 indica cuáles son esas prioridades en materia de I+D, estableciendo tres tipos de objetivos: aumentar la eficacia y reducir los costes de producción, explotación y mantenimiento; mejorar la capacidad de gestionabilidad; y reducir el impacto medioambiental de la tecnología. Unos retos muy importantes cara al crecimiento del sector en Oriente Medio, África y Asia. Dentro del Viejo Continente, EurObservÉR constata que la mayoría de los países que se han marcado objetivos termosolares tienen difícil cumplirlos. Francia proyectaba inicialmente 203 MW para 2015, pero solo instalará 21 MW. En Portugal, Grecia y Chipre la termosolar está todavía en sus inicios, mientras que Italia si parece en condiciones de poner en marcha su propio sector y disponer en 2015 de las primeras centrales En el caso de España, el país más ambicioso, que había previsto 3.048 MW para dentro de dos años, la cifra solo se alcanzara si es posible llevar a cabo los últimos proyectos previstos. En el horizontes de 2020, el objetivo acumulado de estos seis países es contar con 7.044 MW: 5.079 en España, 600 en Italia, 540 en Francia, 500 en Portugal, 250 en Grecia y 75 en Chipre. Unos objetivos que EurObservÉR considera difícil que vayan a alcanzarse dada la política actual respecto a la termosolar y a la falta de programas concretos relativos a los nuevos proyectos. ■ Más información: > http://www.energies-renouvelables.org/observer/stat_baro/observ/baro215.pdf

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:25 Página 41

Mucho más que Energía

Axpo representa en torno a 7.600 MW de producción energética en régimen especial diversificada tanto por tecnologías (parques eólicos, hidráulicos y cogeneración) como geográficamente. Empresa de referencia en el suministro energético a clientes industriales y en el trading de energía, derechos de emisión y biomasa, ofrece tanto productos básicos como estructurados, buscando soluciones que satisfagan las necesidades de sus clientes. Siempre a su servicio, actuamos con total transparencia, aportando la seguridad de uno de los grupos de mayor prestigio en Europa. Axpo Iberia | Paseo de la Castellana n° 66 | 6ª planta | E-28046 Madrid T +34 91 594 71 70 | info.es@axpo.com

www.axpo.com www .axpo o.com

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:25 Página 42

ESPECIAL TERMOSOLAR

Almacenes de sol El sueño de generar electricidad con energía solar durante la noche ya no es tal. Es realidad. Porque ya son varias las tecnologías termosolares capaces de generar kilovatios más allá del atardecer. Almacenan durante el día la energía del sol en forma de calor y emplean luego ese calor para producir electricidad. Reducir el precio de las instalaciones es ahora el reto. La investigación, el camino. Hannah Zsolosz

a termosolar es una tecnología renovable que permite almacenar electricidad en grandes cantidades. Así de sencillo. Ahora mismo, España ya cuenta con centrales termosolares que pueden generar kilovatios durante las 24 horas del día. Son instalaciones capaces de conservar durante horas el calor del sol –que cosecharon de buena mañana y por la tarde– para generar con él la luz que demandará la noche. En las centrales termosolares españolas, los tanques donde se almacena ese calor están llenos de sales fundidas –así se almacena esa energía térmica–, sales que hacen posible la generación de electricidad hasta durante 17 horas sin necesidad de sol. Grosso modo, lo que sucede es lo siguiente: parte de la energía que recogen los canales cilindro parabólicos en el campo solar sirve para generar el vapor que hará mover la turbina, mientras que otra parte calienta –mediante un intercambiador– unas sales contenidas en un tanque frío, sales que serán enviadas ya calientes a otro tanque. Este último, inicialmente vacío, se

va llenando así y queda a disposición del operador. Cuando este, el operador de la instalación, necesita calor y carece de sol, hace pasar las sales calientes por un intercambiador, calienta un fluido que va al generador de vapor y este, el vapor que se produce, mueve la turbina que genera electricidad. Así, las sales vuelven al tanque frío y vuelta a empezar.

■ Luz en California La idea –almacenar el sol del día en forma de energía térmica para la noche– no es nueva. Y la solución concreta –almacenarlo en sales que conservan bien ese calor– tampoco lo es. A mediados de los años ochenta, California se convirtió en el campo de experimentación primero del mundo en esta materia. Allí, una sociedad estadounidense–israelí denominada Luz promovió la instalación de hasta nueve centrales termosolares comerciales. Las llamaron SEGS, Solar Electricity Generating System. El escenario elegido para la ejecución de aquel proyecto pionero fue el desierto de Mojave.

La primera de las instalaciones –SEGS I (13,8 MW)– empezó a funcionar en 1984, hace pues casi treinta años. Operaba con canales parabólicos que concentraban el calor en tubos absorbedores situados en el foco del canal y por los que circulaba un fluido –aceite mineral– que se iba calentando. El calor contenido en ese fluido era aprovechado para generar vapor y este movía la correspondiente turbina. SEGS I ya disponía de un sistema de almacenamiento, de una capacidad de 140 MWh térmicos (tres horas de funcionamiento a potencia nominal). No era sal fundida. Era aceite mineral. La pionera de las sales fundidas también fue en California, concretamente en Barstow. Se llamó Solar One, tenía una potencia instalada de 10 MWe (1.926 helióstatos Boeing) y era una planta de receptor central de torre con absorbedor de vapor saturado y almacenamiento en sales fundidas. Curiosamente, también entró en operación en 1984. En el año 1996 fue reformulada para convertirse en Solar Two. Los técnicos emplearon el mismo campo de helióstatos y la torre, y ensayaron un nuevo receptor y un sistema de generación con sales fundidas como fluido de trabajo. La instalación operó durante tres años y, según relata el catedrático Valeriano Ruiz en “La electricidad solar térmica: tan lejos, tan cerca”, demostró la viabilidad técnica del almacenamiento térmico en dos tanques, uno frío y otro caliente. Han pasado más de quince años desde entonces y lo que funcionó al otro lado del Atlántico ha vuelto a probarse –y comprobarse como bueno– en Andalucía, la

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:26 Página 43

nueva meca de la energía solar termoeléctrica. Aquí ya son varias las centrales termosolares que cuentan a día de hoy con tanques de sales fundidas. Nos lo cuenta Esther Rojas, doctora en Física y coordinadora de las actividades de almacenamiento de la unidad de sistemas de concentración solar de la Plataforma Solar de Almería (PSA): “en materia de almacenamiento térmico, en plantas termosolares, lo que está funcionando ya, y está funcionando muy bien, son los sistemas con sales fundidas y doble tanque”.

■ Sales a la intemperie O sea, que los miedos a la solidificación parecen agua pasada. Este periodista recuerda que los más escépticos, hace tan solo unos años, cuando empezaba a ver la luz esta propuesta en España, explicaban que el problema/reto al que se enfrentaba esta solución era mantener lo suficientemente calientes en todo momento esas sales e insistían en que un hipotético fallo podría derivar en pérdidas multimillonarias, por la solidificación de sales que son muy caras y que se encuentran a la intemperie; en tanques de un tamaño formidable –16 metros de altura y hasta 40 metros de diámetro– que sin duda están muy bien aislados, pero que ciertamente, asimismo, se encuentran a la intemperie. Rojas también lo rememora antes de que el periodista ponga sobre la mesa la cuestión: “al principio daba un poco de miedo, porque las sales, que trabajan fundidas, se solidifican a entre 240 y 260ºC. Y sí, daba bastante reparo… pero las cosas se han hecho con cuidado, se han hecho bien, y los sistemas de doble tanque con sales fundidas están funcionando estupendamente”. La sal se halla a unos 296ºC en el tanque frío y alcanzan unos cien grados más, o sea, casi 400ºC, en el caliente. “Eso, en las plantas que emplean aceite como fluido transmisor de calor”, matiza Rojas. La excepción es Gemasolar, que utiliza

las sales fundidas como fluido caloportador (en vez de aceite) y que también emplea sales, que calienta en la torre central, para almacenar energía térmica. En el caso de esta instalación sevillana, puesta en marcha por Sener y Masdar en el municipio de Fuentes de Andalucía, el ciclo va desde 296 hasta 565ºC. “Eso significa –explica Rojas– que son capaces de almacenar en la misma cantidad de sal tres veces más de energía. La energía almacenada es directamente proporcional al salto de temperatura que experimenta la sal. Así que allí tienen tanques más pequeños, pero tienen más horas. Es verdad que la planta no llega a 20 MW, pero tienen diecisiete horas de almacenamiento, con lo que se cubrirían las 24 horas a plena potencia”.

■ Menos paradas En todo caso, los almacenes térmicos no están pensados solo para generar electricidad solar durante la noche. Es más, algunas de sus otras virtudes pueden ser, y son de hecho, más rentables en determinadas ocasiones. ¿Que por qué? Pues porque un sistema de almacenamiento de estas características dota de programabilidad a la instalación en cuestión, es decir, puede permitir al operador regular la generación eléctrica de acuerdo a criterios por ejemplo económicos: en una hora valle de la noche, en la que la electricidad es muy barata, quizá no interese producir. Eso sí, los almacenes térmicos ayudan en todo caso –independientemente de cómo esté el mercado– a estabilizar el funcionamiento de la planta durante períodos de fuerte variabilidad de la radiación solar (o sea, grosso modo, ayudan a paliar nubes) y, por fin, ejercen un efecto positivo sobre la vida de algunos equipos, al reducir el número de arranques y paradas. De ahí la importancia de la I+D en esa materia. El primer aldabonazo importante en ese sentido en España lo dio en 2008 el Centro de Investigaciones Energéticas,

Medioambientales y Tecnológicas, Ciemat (del que depende la PSA), que se embarcó entonces en un proyecto –Almacenamiento térmico para plantas solares termoeléctricas– cuyo objetivo era precisamente ese: “el desarrollo y optimización de sistemas de almacenamiento térmico, eficaces y económicos para ser utilizados en centrales solares térmicas de producción de electricidad”. Es más o menos en esas fechas, en torno al año 2008 –explica Esther Rojas– “cuando nos organizamos en el Ciemat para que al menos dos personas nos dedicáramos exclusivamente a este tema: el almacenamiento. Antes ya habíamos participado en proyectos de almacenamiento europeos financiados, como Distor [que se materializó en un prototipo de 200 kW que ensayó almacenamiento térmico en sales fundidas mediante cambio de fase], y habíamos estado ensayando en la Plataforma Solar de Almería [PSA] almacenamiento en sólidos, o sea, que teníamos experiencia, pero digamos que no había personas dedicadas específicamente a eso”.

■ De los costes Ahora mismo, Rojas coordina un equipo de cuatro personas que es uno de los muy pocos en el mundo enfrascados en este reto, el del almacenamiento térmico: “en baja temperatura [solar térmica para producción de agua caliente sanitaria], hay mucha gente, pero, en alta… somos muy pocos, la gente del DLR [agencia aeroespacial alemana], un equipo en Zurich y… poco más”. Rojas sin embargo lo tiene muy claro: “hay un potencial muy importante de reducción de costes”. ¿Por ejemplo? “En materia de componentes hidráulicos: valvulería, traceado, caudalímetros y etcétera, etcétera… En la PSA hay una instalación que permite ensayar componentes hidráulicos para circuitos de sales fundidas en condiciones reales”. El objetivo no es otro que la reducción de costes. “Desafortunadamente, en Espajul-ago 13

■

energías renovables

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:26 Página 44

ESPECIAL TERMOSOLAR Calores sensible, latente y de reacción Según Stefan Remke, profesor del grupo de Investigación de Ingeniería Térmica Aplicada de la Universitat Rovira i Virgili, hay tres mecanismos que se pueden aprovechar para el almacenamiento de energía térmica: el cambio de la temperatura del medio (calor sensible); el cambio de fase del medio, o sea, pasar de líquido a gas, por ejemplo (calor latente); y las reacciones termo-químicas en el medio de almacenamiento que estén asociadas con un efecto de calor (calor de reacción). Según Remke, coautor de la Guía técnica de la energía solar termoeléctrica (Fenercom, 2012), “subir la temperatura de un medio de almacenamiento equivale a deponer calor sensible en él”. Pues bien, para el almacenamiento de calor sensible “en un nivel de temperaturas habituales en centrales termosolares hay que recurrir a líquidos estables con puntos de ebullición muy altos, como aceite térmico, fusiones de sales, o sólidos, como hormigón o ladrillos refractarios”. La termosolar ha elegido preferentemente el aceite mineral o las sales fundidas porque el punto de ebullición del agua es mucho más bajo que el de esos otros elementos y el vapor –cualquier gas– siempre presenta más dificultades en la hora del manejo que un líquido o un sólido. El cambio de fase –transformar el agua en vapor, por ejemplo– requiere una cantidad de energía específica muy superior a la necesaria para subir la temperatura del líquido, explica Remke. Ese calor necesario para la evaporación se llama calor latente, porque no está asociado a un cambio de temperatura. Al pasar de líquido a sólido pasaría grosso modo lo mismo, o sea, que hace falta más energía que la que sería precisa para bajar –sin cambiarle de fase– la temperatura de un elemento. “Básicamente –concreta el profesor–, ambos puntos de cambio de fase se dejan aprovechar para el almacenamiento en acumuladores de calor latente”. Los retos a los que se enfrenta esta vía de almacenamiento son varios. ¿Por ejemplo? Con el cambio de líquido a gas hay una expansión enorme del volumen. Además, el cambio de fase tiene lugar a una temperatura muy determinada, que se mantiene constante durante el cambio. Por fin –explica Remke– el principio de la acumulación termoquímica es la separación de enlaces que está asociada con la absorción de energía (carga del sistema), y la recuperación de esta energía mediante la puesta en contacto y la reacción de los reactantes anteriormente separados, que se encuentra asociada con la liberación de energía (descarga del sistema). A día de hoy, las experiencias en este sentido no han salido de los laboratorios.

ña, que es donde se han construido más centrales, todas las instalaciones son bastante parecidas, porque se han ido copiando unos a otros, como aquel que dice”. El resultado es que las soluciones –que efectivamente han funcionado– son caras, pues los proveedores constituyen de facto un oligopolio. “Al final –dice Rojas–, resulta que el mundo de las sales fundidas acaba siendo un poquitín pequeño, y eso acaba haciendo que los costes no bajen tanto como podrían bajar”. De ahí la importancia de instalaciones de I+D como las de la Plataforma Solar de Almería. Las sales, que son muy corrosivas, son empleadas en las instalaciones termosolares de dos maneras, como se ha visto: como fluido caloportador y como almacén térmico. Todos los sistemas hidráulicos, muevan sales o muevan cualquier otra materia –explica Rojas– “son controlados por un operador que abre más o menos válvulas. Y esas válvulas las abre más o menos porque tiene un caudalímetro instalado en alguna parte que está midiendo el caudal, y

44 energías renovables ■ jul-ago 13

■ Características de materiales para el almacenamiento de calor sensible

■ Características de materiales para el almacenamiento de calor latente

regula temperatura porque tiene un sensor metido por ahí, y tiene también medidores de presión o de nivel de los tanques… Mire, el ejemplo de las válvulas es muy indicativo: las sales las mueve una bomba, sí, pero el ajuste fino lo hace el operador, o el sistema de control, abriendo más o menos las válvulas, dejando un paso muy grande o un paso muy pequeño… Y eso lo puede hacer de muchas formas, pues hay válvulas de muy diversos tipos. Y hay algunas que funcionan mejor y otras que funcionan peor. Además, son piezas que llevan partes móviles con materiales que no todos son compatibles con sales”. Ahora mismo, la división de Tecnología de Materiales del Ciemat está ahondando en la corrosión de las sales de la termosolar –cuenta Rojas– en el marco de un proyecto en consorcio con varias empresas. Otra de las líneas de investigación para la reducción de costes en la que ahora mismo está embarcado el equipo de Rojas afecta a los tanques: “estamos estudiando si es posible trabajar en un mismo tanque,

es decir, que el tanque siempre esté lleno, parcialmente de sales calientes, y parcialmente de sales frías, con una zona intermedia de transición. Esa zona se llama termoclina”. El proyecto es realmente ambicioso –no solo porque rebajaría a la mitad el almacén, sino también por todas las conexiones y conductos asociados que evitaría–, “pero hay ciertas cosas que hay que solucionar, porque esa zona intermedia o termoclina no deja de ser energía… no del todo útil, porque no está en las condiciones adecuadas… y tiende a expandirse… En fin, que ahí tenemos una serie de cuestiones a resolver”. Pero no solo de aceite y sal fundida está hecha la termosolar. Hay otra tecnología, la generación directa de vapor, GDV, que se caracteriza, precisamente, por no emplear ni aceite ni sal como fluido caloportador. En la GDV, el vapor de alta presión y temperatura que necesita el bloque de potencia de la central para generar electricidad es producido directamente en los propios captadores solares, que con-

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:26 Página 45

El DUKE de Almería Fruto de un acuerdo de colaboración hispano–alemán, el proyecto DUKE –cuyas instalaciones acaban de ser inauguradas en la Plataforma Solar de Almería– pretende “seguir avanzando en la investigación de la tecnología de generación directa de vapor (GDV) con captadores solares cilindroparabólicos”, según informara hace apenas unas semanas el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas de España (Ciemat), que lleva casi veinte años colaborando con la agencia aeroespacial de Alemania (Deutschland für Luft– und Raumfahrt, DLR) en el desarrollo de esta tecnología (GDV). Las instalaciones del proyecto DUKE (Durchlaufkonzept. Entwicklung und Erprobung; traducible al castellano por Concepto Un–solo–paso. Desarrollo y Demostración) han sido construidas –informa Ciemat– para continuar con la investigación sobre la tecnología de Generación Directa de Vapor (GDV) para plantas solares con captadores cilindroparabólicos, aplicando el modo de operación denominado “Un–solo–paso”. El proyecto DUKE constituye “una etapa más en la ya larga y fructífera colaboración que mantiene el Ciemat con la agencia aeroespacial de Alemania (DLR) en el ámbito de los sistemas solares de concentración y, en particular, en la tecnología GDV”. Según explica el Ciemat, mediante la tecnología GDV, el vapor de alta presión y temperatura que necesita el bloque de potencia de la central termosolar para generar electricidad es producido directamente en los propios captadores solares, convirtiendo el agua líquida en vapor sobrecalentado conforme circula por los tubos receptores de los captadores solares, lo que elimina la necesidad de usar aceite térmico como fluido intermedio de transferencia de calor entre el campo solar y el bloque de potencia de la central. Hasta ahora –continúa el Ciemat– se había demostrado la viabilidad del proceso GDV utilizando un separador agua líquida/vapor entre las secciones de evaporación y sobrecalentamiento de cada fila de captadores dentro del campo solar, lo que se conoce como modo de operación en “recirculación”. Con la nueva instalación experimental se estudiará la viabilidad del proceso GDV sin utilizar dicho separador, esto es, conectando directamente la salida de la sección de evaporación con la entrada de la sección de sobrecalentamiento, lo que se conoce como modo de operación en “Un–solo–paso”, el cual constituye, según Ciemat, “una opción muy interesante para reducir el coste de la electricidad producida mediante centrales termosolares con captadores cilindroparabólicos”. El centro de I+D español y el DLR promovieron en 1994 el desarrollo del programa tecnológico DISS (Direct Solar Steam, Vapor Solar Directo), que permitió la construcción en las instalaciones de la Plataforma Solar de Almería de la primera planta GDV experimental a escala real en el mundo. Los ensayos llevados a cabo en la planta DISS –explica el Ciemat–

vierten el agua líquida en vapor sobrecalentado conforme circula por los tubos receptores que recorren el foco de los captadores. Así, las centrales GDV se ahorran el empleo de aceite térmico (o sal) como fluido intermedio de transferencia de calor entre el campo solar y el bloque de potencia de la central. ¿Problema? El vapor puede ser almacenado durante un período reducido de la operación en un conjunto de tanques cuyo tamaño unitario máximo está fuertemente condicionado por la presión del propio vapor. “Lo único que tienen estas instalaciones –cuenta Rojas– es almacenamiento para transitorios, o sea, que no tienen solucionado aún el almacenamiento para varias horas… En esa línea de investigación sí que hay bastante gente enfocada, de los pocos que estamos… Nosotros, por ejemplo, estamos trabajando en almacenamiento en calor latente para esas plantas”. Lo interesante en centrales GDV –explica la doctora Rojas– es almacenar calor

demostraron la fiabilidad de la tecnología GDV para producir vapor sobrecalentado a 100 bares y 400ºC con captadores cilindroparabólicos. Ahora, dentro del proyecto DUKE, “se ha modificado y ampliado la planta DISS original para aumentar su potencia nominal y poder evaluar la viabilidad de la generación directa de vapor a 100 bares y 500ºC. Con la inauguración de las instalaciones DUKE –señala Ciemat– “se pone fin a la fase de diseño y construcción, dando comienzo la campaña de ensayos que se realizará para estudiar las cuestiones técnicas asociadas a la generación directa de vapor a 100 bar y 500ºC, sin separadores agua líquida/vapor en el campo solar”. Dicha campaña de ensayos va a ser realizada también por DLR y Ciemat. La aportación alemana asciende a 2,5 millones de euros, del Ministerio de Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania, más un millón de euros aportados por DLR; el Ciemat aporta 400.000 de euros y toda la infraestructura asociada a la PSA. La finalización de las actividades del proyecto DUKE está prevista para 2014, con la conclusión de la campaña de ensayos. El objetivo de “esta larga y fructífera colaboración entre Ciemat y DLR” es –señala Ciemat– “convertir la tecnología GDV en una opción comercialmente disponible”.

cambiando de fase un medio (léase Calores…): “lo que se hace normalmente es cambiar de fase sólida a líquida; porque si trabajas de líquido a gas… la gestión de los gases suele ser complicada, por las presiones de trabajo, o porque estamos hablando de volúmenes muy grandes… Por eso, normalmente, se trabaja de sólido a líquido, y también se utilizan sales como material de cambio de fase”. Eso sí, no son sales idénticas a las que se emplean en los almacenes térmicos: son sales con más potasio y que tienen una conductividad térmica (transferencia de calor por contacto) muy baja. Y ahí está el reto tecnológico: “en general, lo que tienes que hacer es aumentar el área de transferencia, o sea, que el calor sea fácilmente llegable a todos los sitios. ¿Cómo? Pues una opción es metiendo el material de almacenamiento –la sal– en cápsulas que sean altamente conductivas”. En fin, que la idea es encapsular el medio de almacenamiento –encapsularlo en un material muy conductivo– y aumentar el área de contacto.

También se pueden poner aletas disipadoras, de grafito y de aluminio, con diferentes geometrías, adosadas a las tuberías por las que circula el vapor entre la sal poco conductiva. “Nosotros lo que hacemos –nuestro diseño– es aumentar el área de transferencia con una geometría de canales no circulares, sino en espiral. Esto ya lo hemos patentado. Es patente del Ciemat que vamos a desarrollar en un proyecto europeo que tenemos en colaboración con países del norte de África y del Mediterráneo. La desarrollamos en Madrid, la probamos en la PSA y luego la montaremos en una instalación en Túnez. El proyecto, que se llama REELCOOP, empieza en septiembre y dura cuatro años”. La pregunta del millón es: ¿qué porcentaje de mejora de la productividad pueden deparar estas investigaciones? La respuesta: I+D.

■ Más información: > www.probiomasa.org

jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:26 Página 46

ESPECIAL TERMOSOLAR

La CSP se cita en Antofagasta Los próximos 17 y 18 de julio se realizará en la ciudad de Antofagasta la 1ª Cumbre Latinoamericana de Concentración Solar Termoeléctrica, CSP Today LATAM 2013, que promete poner en evidencia el momento actual de este sector en el país sudamericano. De hecho, el gobierno chileno recientemente ha llamado a una licitación internacional para adjudicar un paquete financiero para la construcción de una planta de esta tecnología. Luis Ini

o es lo único que se cuece en la termosolar chilena, y seguramente lo será mucho más incluso en el campo de las renovables en los próximos 12 años (ver despiece 20/25). En lo que respecta al evento citado al comienzo, a destacar varios datos. El inicial es el primer encuentro de la región que se realiza sobre el sector. Un dato no menos relevante es que se realizará en Antofagasta, una ciudad enclavada en el norte del país, aledaña a donde se desarrolla la importante infraestructura minera chilena. Al mismo

tiempo, esa zona está bajo el ámbito de pertenencia de una de las áreas de mayor irradiación solar del mundo, en el desierto de Atacama. Antes de continuar, vale aclarar el marco, respecto a la CSP, en el que se realiza el evento, con proyectos todos desarrollados en una zona cercana a la antes mencionada. Actualmente hay en funcionamiento una planta CSP con tecnología cilindroparabólica para calor (aprox 10 MWe) en Minera El Tesoro, la primera de América Latina, construida por Abengoa, y a la que los organizadores planean visitar.

En septiembre se espera que entre en funciones la planta Pampa Elvira Solar, licitado en 2011 licitado en 2011 por la estatal Corporación Nacional del Cobre de Chile (Codelco) llamó a una licitación internacional, proceso que finalizó en 2012, con la adjudicación al consorcio chileno-danés Energía Llaima-Sunmark. Tendrá una potencia máxima de 32MWt. Por su parte, está en construcción el parque termosolar Pedro de Valdivia, que desarrolla Ibereólica, de 360 MW de potencia compuesta por dos fases de 180 MW, denominadas Fase I y Fase II. Cada

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:26 Página 47

¿La ley 20/25? A finales de junio pasado, la cámara de diputados aprobó por amplia mayoría el acuerdo alcanzado por el gobierno con parlamentarios de todos los sectores para viabilizar el proyecto de ley que amplía la matriz energética mediante fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC). Finalmente, aunque la propuesta que venía con gran apoyo desde la comisión parlamentaria de energía planteaba fijar una ley que asegurara que en 2020 existiese un 20% de la matriz energética alimentada a renovables, esta fue modificada. Así, de poderse hablar de una Ley 20/20, como se la llamó, el resultado aprobado en Diputados –y que aún requiere el apoyo en el Senado– puede ser catalogado como de Ley 20/25, ya que se ha fijado 2025 como el año en el que alcanzar esa participación con energías renovables. De aprobarse finalmente este proyecto, se modificaría la actual ley 20.257 que plantea alcanzar el 10% de renovables en 2024.

fase se compondrá a su vez por dos plantas independientes contiguas de 90 MW cada una. Al igual que la anterior, también inyectará al SING la energía generada. La planta termosolar María Elena es un proyecto de 400 MWe de potencia compuesta por 4 plantas independientes y

Planta CSP en Minera El Tesoro.

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:26 Página 48

Imágenes de la construcción de la planta Pampa Elvira Solar. En septiembre de 2013 se espera entre en funcionamiento, y será la planta más grande del mundo en su tipo, abasteciendo de energía limpia a la planta de electrowinning de División Gabriela Mistral de Codelco. Arriba a la derecha, mapa de la región de Antofagasta con la localización de las centrales: Maria Elena 4; Mejillones; Pedro de Valdivia; Minera El Tesoro y Pampa Elvira Solar.

contiguas de 100 MWe cada una, con tecnología de torre central con heliostatos. La energía generada por el proyecto será destinada para su inyección al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Y existe también un proyecto con tecnología Fresnel de 5 MW para producir vapor sobrecalentado a suministrar a la central termoeléctrica de Mejillones, a cargo de la empresa alemana Solar Power Group (SPG). También debe destacarse que el go-

Una completa agenda Durante los dos días que durará la conferencia CSP Today LATAM 2013 varios son los temas de interés que se tocarán, referidos, en especial, a cuáles son los pasos que deben darse para introducirse en el sector chileno y qué perspectivas tiene. Según plantean sus organizadores, la agenda, con importantes y experimentados ponentes ha sido confeccionada con el objetivo de unir la industria termosolar y la minera. Así, un primer bloque está centrado en el panorama eléctrico y políticas energéticas de Chile, con un debate titulado “Lo último sobre la licitación CSP”, en el que se anuncia la participación de integrantes del Ministerio de Energía de Chile que explicarán el estado en el que se encuentra dicha licitación y las expectativas una vez que concluya el plazo de inscripción. También se tratarán cuestiones como el rol de los diferentes stakeholders, además de promotores, sistemas interconectados y las empresas mineras como posibles PPAs. “Necesidades del Mercado Eléctrico en Chile y Marco Regulatorio” es otra de las mesas, que procura clarificar sobre las iniciativas gubernamentales del gobierno para cambiar la estrategia energética del país dentro del mercado latinoamericano, lo que seguramente incluirá el nuevo proyecto de ley 20/25, ya aprobado en Diputados, que procura alcanzar el 20% de renovables en 2025 y los cambios que podrían hacer más exigente esa meta (ver despiece ¿La ley 20/25?). “Cómo desarrollar un proyecto solar en Chile” propondrá trabajar los proyectos a instalar con comunidades y grupos ecologistas, además de presentar viabilidad tanto en que no

48 energías renovables ■ jul-ago 13

use agua, como que sea de producción continua y preparada para condiciones sísmicas extremas. La mesa “Radiación Solar e I+D+i en condiciones chilenas” será la oportunidad para escuchar de propia mano a los departamentos gubernamentales e instituciones que realizan los cálculos fiables sobre la Irradiación Normal Directa (IND) de satélite y con estaciones meteorológicas en campo. Las principales características que las mineras buscan en un proyecto solar y en especial CSP, será el objetivo de “Entiende a tu cliente: cómo firmar un PPA con las mineras”. De cómo comprender el mercado eléctrico de transferencias en el sistema interconectado del Norte Grande y cómo conseguir conexión para un proyecto será el debate sobre “Sistemas Interconectados en Chile y adaptabilidad a la CSP” “¿Qué es la energía solar termoeléctrica (CSP) y cómo se adapta a las necesidades energéticas de Chile?” es el elocuente título de otra mesa. Un segundo bloque estará focalizado sobre casos de estudio de plantas en funcionamiento en España, Estados Unidos y Sudáfrica y sobre plantas de cilindro-parabólico (CT). El tercer y último bloque referirá sobre requerimientos tecnológicos específicos del mercado chileno, para el que hay organizadas mesas redondas sobre temas de innovación CSP a través de plantas Fresnel, alrededor de los nichos tecnológicos más allá de la producción de electricidad y un taller profesional especializado acerca de cómo financiar plantas CSP en Chile.

ER123_32_49:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:26 Página 49

Montaje de lo que será la vista aérea de la Planta Pampa Elvira Solar.

bierno de Chile ha llamado a una licitación internacional para adjudicar un paquete financiero, de aproximadamente 40 millones de dólares de subsidio más el acceso a unos 350 millones dólares de financiamiento. Así, una vez visto este somero repaso, se ve aún con más claridad el porqué de este primer encuentro regional de la CSP.

■ Participación multitudinaria El evento es organizado por CSP Today, empresa dedicada en exclusivo a la industria solar termoeléctrica, que produce eventos, informes, noticias y boletines desde 2007 y se especializa en el mercado global, incluyendo Estados Unidos y Europa, el norte de África y Medio Oriente, Suráfrica, India y América Latina. Empresas, representantes gubernamentales y expertos de la CSP ya han confirmado su asistencia, entre ellos, el Ministerio de Energía de Chile, ACERA, Torresol Energy, Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING), Centro Desarrollo Energético Antofagasta, CORFO, Eliasol Energy, Grupo Ibereólica, ACS Cobra, Acciona Energía, Abengoa Solar, Universidad Pontificia Católica de Chile/DICTUC, Siemens, Ingeteam, Abantia, IDOM, Altatec, ATA, Ingeteam, KfW, Minera El Tesoro, SCHOTT, S2M y SolarReserve.

■ Más información: > www.csptoday.com/latam

amERica Conoce el día a día de las renovables en América. El periodismo de las energías limpias que une continentes www.energias-renovables.com/america

ENERGÍAS RENOVABLES

amERica

ER123_50_57:ER MAQUETA 02/07/13 12:28 Página 50

BIOENERGÍA

Alemania, el reino del biometano Para hablar con propiedad, Alemania es potencia mundial del biogás en general, en todas sus vertientes: ingeniería, producción, instalaciones industriales… Entre su numeroso parque de plantas industriales (casi 8.000), hay 92 que generan 5.000 millones de kWh anuales de biometano, biogás depurado apto para que se inyecte en la red convencional de gas, llene depósitos de vehículos o se aproveche en procesos de cogeneración. Pero la “explosión” del biometano está por llegar, ya que para cubrir los objetivos que marca el Gobierno federal se construirán mil plantas antes de 2020. Javier Rico

truyó la primera planta en 1987, concretamente en Tilburg. ¿Qué ha pasado para que en solo seis años haya sobrepasado al resto de países, con 92 plantas en activo y centenares en proyecto? La respuesta descansa en el crecimiento y afianzamiento de una red de plantas de biogás que roza las 8.000 unidades, abastecidas principalmente por cultivos energéticos, y una normativa gasista que favorece la inyección de biometano en las redes de gas.

■ Gasnetzzugangsverordnung La ley alemana que regula el sector (en alemán Gasnetzzugangsverordnung, GasNZV), obliga a los operadores a conceder a las plantas de biometano preferencia en su acceso y vertido a la red de gas, siempre y cuando se haya aprobado la entrada de las instalaciones en el registro oficial estatal. Además, los costes de dicho acceso se reparten entre el operador de la red, que pone el 75 %, y el proveedor de biometa-

no, que aporta el 25 % con un máximo de 250.000 euros. La GasNZV se aprobó en 2008 y asume algunas de las políticas sobre energías renovables y cambio climático que impulsa el Gobierno federal, como el Programa Integrado de Energía y Clima de 2007. Con arreglo a estas políticas, la ley establece el objetivo de alcanzar los 60.000 millones de kWh anuales de inyección de biometano en la red de gas para 2020, y los 100.000 millones en 2030. La intención es llegar a este último año con el biometano suministrando el 10% del gas que circula por la red. Para 2020 se establece un porcentaje del 6%. Para ello, se calcula que es necesario construir unas mil plantas más. Con datos de finales de 2011, la agencia alemana de la energía (Dena, siglas en alemán de Deutsche Energie-Agentur) cifra en 5.000 millones de kWh el biometano vertido en la red, cantidad que sirvió para abastecer a 250.000 hogares con una

Cristina Wasmeier

s posible que el Gobierno alemán recorte las primas que actualmente recibe la producción de energía con biogás y biometano, incluso ha habido manifestaciones para impedir que la rebaja sea radical, pero lo que es cierto es que la gran mayoría del parque de plantas instalado sería capaz de comenzar a plantearse un futuro cercano sin primas. Tanto el ejecutivo central como los de cada estado han establecido un sistema de ayudas y preferencias en el uso del biogás que han permitido, por ejemplo, que el biometano se abra paso casi de forma natural en sistemas de cogeneración y que cuente con un consorcio, Biogaspartner, que impulsa su inyección en la red de gas convencional. La historia del biometano en Alemania es reciente, no va más atrás de 2006. Hay países, como Holanda, que le llevan casi veinte años de ventaja (ver recuadro), ya que fue en los Países Bajos donde se cons-

Carmen (Central Agricultural Raw Material Marketing and Development Network)

ER123_50_57:ER MAQUETA 02/07/13 12:28 Página 51

medida de cuatro miembros en cada uno. No obstante, para lograr los objetivos de la GasNZV habría que multiplicar esa cifra por diez en menos de diez años; objetivo no del todo descabellado porque hay muchas plantas que han entrado en operación entre 2012 y 2013. Además de la normativa sobre el gas, el biometano, como el biogás, se beneficia de un alambicado régimen de primas establecido en la ley de energías renovables alemana, cuya última modificación data de 2012. Alambicado porque los importes a recibir varían según la potencia de la planta, la procedencia y composición del sustrato y el uso energético final del biogás: electricidad, calor, cogeneración, inyección en la red o como combustible en vehículos.

■ Menos maíz Existe una tarifa base para la producción de electricidad que, según la potencia instalada (de 150 kW a 20 MW), fluctúa entre los 14,30 y los 6 céntimos de euro por kWh. A partir de aquí existen compensaciones de acuerdo a la materia prima utilizada (en especial si son residuos) que puede elevar la prima entre 8 y 16 c€/kWh. También existe una escala de retribución según la capacidad de producción de biometano, que es de 1 c/kWh, 2 c/kWh y 3 c/kWh para plantas con 1.400 Nm3/h (metros cúbicos a la hora), 700 Nm3/h y 350 Nm3/h, respectivamente, y siempre que la instalación no supere los 5 MW de potencia. Por último, y debido al masivo, y cuestionado, cultivo de maíz para abastecer plantas de biogás en Alemania, desde el 1 de enero de 2012 las primas se destinan a aquellas que utilicen menos de un 60 % en masa de esta materia prima. El desarrollo del biometano en Alemania supone una evolución lógica tras unos años de imparable subida en la construcción de plantas de biogás. Precisamente, las nuevas leyes que, entre otras medidas, limitan el uso del maíz en dichas instalaciones, son las que han frenado esa evolución. Entre 2009 y 2011 se construían en el país germano unas mil plantas al año, tendencia que se desaceleró bruscamente en 2012, cuando no llegaron a 350. Y se afianza la frenada en 2013, ya que los pronósticos de la asociación alemana del biogás (Fachverband Biogas) no auguran más de 257 nuevas instalaciones. El volumen de ventas (de 8,3 millones de euros en 2011 a 7 millones pronosticados para 2013) también ejemplifican esa bajada.

Con todo, las 7.772 plantas en funcionamiento y sus 3.350 MW siguen aupando a Alemania al primer puesto destacado en Europa. Hay que recordar que en España el ritmo de creación de nuevas plantas no pasa de la decena al año en el marco más optimista. Además, un ejemplo de la evolución positiva del biometano es la producción de este gas, que ha pasado de 86.175 Nm3/h en 2011 a 116.175 Nm3/h en 2012 y a pronósticos para 2013 que suben a 132.165 Nm3/h, según la Fachverband Biogas. La potente red de plantas de biogás establecida previamente en Alemania ha

permitido el posterior desarrollo para la transformación del gas en biometano. Mientras en el resto de Europa, incluso en países avanzados en el sector, como Suecia, Suiza o Francia, las instalaciones están vinculadas a vertederos, en Alemania la mayor parte de la producción procede de la fermentación de residuos agrícolas, estiércoles y cultivos energéticos, maíz principalmente. En las 92 plantas que actualmente generan biometano aparece un cóctel diverso de materias primas compuesto por maíz y residuos de esta planta; cebada, mijo, centeno, trigo

El biometano no solo es cosa de Alemania Según un reciente estudio del Fraunhofer Institute for Wind Energy and Energy System Technology, más de 180 plantas de biometano se reparten por Europa, y son Holanda y Suiza, y no Alemania, los países pioneros en la puesta en marcha de este tipo de instalaciones. Antes de que en 2006 comenzara a funcionar la primera planta en el país germano, Holanda ya contaba con cuatro instalaciones (la más antigua, la de Tilburg, data de 1987), y el país helvético con tres. En la actualidad, con diecisiete y doce respectivamente, son los estados que disponen de más plantas de biometano tras Alemania, seguidos de Austria, con ocho, y Suecia, con siete. En España, más que instalaciones industriales existen proyectos aún en fase de investigación. Desde el vertedero de Valdemingómez, la poca transparencia informativa del organismo que lo gestiona, el Ayuntamiento de Madrid, impide saber con exactitud si el biometano que se produce en dos plantas de sus instalaciones (La Paloma y Las Dehesas) vierten ya gas comercial en la red de Enagás. Aparte de la experiencia de Valdemingómez, Naturgas Energía lidera el proyecto Life Biogrid, que desarrolla una tecnología de captura y almacenamiento de dióxido de carbono del biogás y de eliminación de compuestos contaminantes para su introducción en redes convencionales de gas y como combustible en los coches. Otra línea de investigación es la del Grupo Hera en Vacarisses (Barcelona) con una planta demostrativa de biometano con tecnología MEA (monoetanolamina) a partir de biogás de vertedero. Con esta misma planta trabajan en Granja San Ramón, en Requena (Valencia), una explotación de ganado vacuno que forma parte del proyecto Agrobiomet, que lidera Ainia, centro tecnológico puntero en la investigación de biometano en España. Se prevé que de Agrobiomet surja el primer vehículo movido en España con biometano agroindustrial a partir de estiércol de vacuno y residuos vegetales. ■ Más información: > www.lifebiogrid.es > www.agrobiomet.es

jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_50_57:ER MAQUETA 02/07/13 12:28 Página 52

BIOENERGÍA En red, pero con biogás local para servicios locales Un district heating con biogás, este es el símil más rápido y aproximado que se puede hacer de la red de calor, pero también electricidad, que funciona en la localidad de Hollich, en el distrito de Steinfurt (Renania del Norte-Westfalia, Alemania). En este caso no media la transformación del biogás en biometano y la red se completa con pequeñas plantas de cogeneración que la hacen diferente al resto de instalaciones que existen en Alemania. Es la primera de estas características que funciona en el país germano: producción local de biogás en la que participan, en régimen de cooperativa, agricultores, ganaderos y vecinos de la zona (más de setenta personas en total); y consumo también local a través de una red que abastece de energía a varias instalaciones del distrito de Steinfurt. La planta de biogás funciona con una mezcla de sustratos, también de procedencia cercana: maíz y purines de vacuno y porcino. En concreto, la energía llega a la jefatura del distrito, dos viviendas, un centro de salud, un centro de formación profesional, un instituto, una escuela técnica, un pabellón de deportes y una piscina climatizada. Y todo, con algo de color español, ya que uno de los responsables de la empresa impulsora de esta iniciativa, NEST Anlagenbau, es Juan Fernando García. “Hemos desarrollado en total unos dieciséis proyectos de plantas en cuatro años, en las que, dependiendo de lo que el cliente ha querido, hemos participado o no en su construcción”, explica García. En NEST Anlagenbau asumen como algo habitual sistemas como el que han implantado en Steinfurt: “lo que hacemos es construir microrredes de gas cerradas en una zona determinada para abastecer a una ciudad pequeña o pueblo”, resume Juan Fernando García, ingeniero alicantino diplomado en la Fachhochschule de Münster (Universidad de Ciencias Aplicadas). En la actualidad, la electricidad generada con biogás en este distrito de Renania del Norte-Westfalia conlleva el consumo anual de cuatro millones de kilova-

sostienen que con este impulso se generará valor añadido en muchos niveles: provisión de biomasa, generación, transformación, comercialización, transporte, distribución y aplicación para electricidad, calefacción y transporte. Además, considera que “se dan las condiciones técnicas y económicas en cada una de estas etapas” para afrontar el reto. La obtención de biometano para su vertido en la red de gas exige un grado de depuración mayor que para su empleo en cogeneración. La gran mayoría de las plantas utilizan las tecnologías del lavado químico con agua y de adsorción por cambio de presión (se conoce como PSA, siglas en inglés de pressure swing adsorption). En España, el centro tecnológico Ainia emplea otra tecnología dentro del proyecto de investigación Agrobionet, el lavado químico con aminas, sustancias derivadas del amoniaco, y recuerda la existencia de dos más: los tamices moleculares o la depuración criogénica.

tios hora en los edificios mencionados y un ahorro de 400.000 litros de gasóleo. No debíamos desaprovechar la ocasión de preguntar al director de Proyectos en España de NEST sobre las posibilidades de emprender iniciativas de este tipo en nuestro país, aunque aventuremos la respuesta: “estamos intentando sacar algo adelante, pero la situación está bastante mal y de momento no existe nada concreto; lo único que hay es gente que quiere construir plantas de autoconsumo, de entre 50 a 100 kW”.

Fotos: NEST Anlagenbau GmbH

■ Mil plantas de tamaño medio

■ Más información: > http://biogas-anlagenbau.n-e-st.de > www.bioenergie-steinfurt.de/es

y restos vegetales de sus cultivos; estiércol de granjas de ganado y glicerina. En el informe de la Dena sobre la puesta en marcha del proyecto Biogaspartner se afirma que las instalaciones están ubicadas en las proximidades de las zonas donde se cultiva la biomasa, con lo que “se reduce el consumo de energía en el transporte y el coste de redistribuir el subproducto en las tierras de cultivo que rodean las instalaciones”. El subproducto es un digestato que se reutiliza como fertilizante comercial. “El uso de todos los subproductos de biogás asegura la optimización de su cadena de valor”, añaden desde la Dena.

52 energías renovables ■ jul-ago 13

También hay diferencias entre países en el uso final del biometano. Mientras en gran parte de Europa, especialmente en Suiza y Suecia, se destina a llenar los depósitos de vehículos, en Alemania llega a plantas de cogeneración y, en menor medida, se utiliza como biocarburante en el transporte. El trabajo conjunto de la industria (64 empresas) y la Deutsche EnergieAgentur dentro del proyecto Biogaspartner, cuyo objetivo principal es impulsar y ampliar la inyección de biometano en la red de gas, mantiene las esperanzas de crecimiento del sector. Desde la Dena

Por último, en Biogaspartner echan mano de los objetivos planteados en la normativa alemana y calculan que para alcanzar 6.000 millones de metros cúbicos de biometano en 2020 se requiere la construcción de unas mil plantas de tamaño medio (700 Nm3/h) o dos mil de menor producción (350 Nm3/h). Esto supondría crecer a un ritmo de cien a doscientas plantas por año. Para lograrlo se necesitan de diez a doce millones de euros de inversión y 1,2 millones de hectáreas de tierra cultivable, aspecto este último muy controvertido, tanto por la respuesta interior de diversas ONG como por los objetivos de la Comisión Europea de reducir los biocombustibles procedentes de cultivos. En Biogaspartner recuerdan que existe una legislación sobre sostenibilidad de los biocombustibles que responde a las exigencias de las directivas de la Unión Europea y aseguran que durante el cultivo de las materias primas y la producción de biometano se cumplen criterios de sostenibilidad ecológica y social. De esta manera, rematan, “solo las plantas que cumplan con esos criterios podrán ser subvencionadas o entrar en el cómputo global de los objetivos de energías renovables”. ■ Más información: > www.biogaspartner.de > www.dena.de > www.biogas.org

ER123_50_57:ER MAQUETA 02/07/13 12:28 Pรกgina 53

ER123_50_57:ER MAQUETA 02/07/13 12:28 Página 52

EL ÚNICO EVENTO DE ESTE AÑO DEDICADO EXCLUSIVAMENTE A LAS OPORTUNIDADES DE LA INDUSTRIA FOTOVOLTAICA EN EL MERCADO CHILENO

PV Insider LATAM 2013 1ª Cumbre de Energía Fotovoltaica en Latinoamérica en 2013

10-11 de septiembre de 2013, Ritz Carlton, Santiago, Chile

US$100 DE DESCUENTO EXCLUSIVO PARA LOS LECTORES DE ENERGÍAS RENOVABLES Introduce el código de descuento ‘ER2013’ al registrarte en la web:

www.pv-insider.com/latam

Desarrolla, ﬁnancia y construye plantas fotovoltaicas con éxito comercial para maximizar la oportunidad solar de Chile

30+ PONENTES EXPERTOS

` Desarrolla proyectos ganadores: entra en contacto con empresas del sector de la minería y con las personas clave de las compañías eléctricas para perfeccionar el lanzamiento de tus proyectos y obtener un acuerdo para la compra de energía

` Elige la tecnología más innovadora: maximiza el rendimiento de los módulos y minimiza los costes para construir modelos de ﬁnanciación precisos y rentables que garanticen la inversión

` Resuelve los problemas de transmisión: impulsa las perspectivas de tu proyecto con consejos sobre la conexión a la red, la ubicación de las instalaciones y los costes de transmisión

` Establece relaciones beneﬁciosas: colabora con expertos nacionales e internacionales para obtener ﬁnanciación y construir plantas fotovoltaicas

` Diseña una planta rentable: garantiza que tu planta obtenga beneﬁcios gracias a los recursos solares de Chile con un diseño y unas estrategias de explotación y mantenimiento concretas para el contexto rural del país

5 motivos por los que PV Insider LATAM 2013 es esencial para tu negocio 1.

3. 4.

Adapta tu estrategia de O&M al mercado chileno: Aprende sobre los factores especíﬁcos que afectan a los módulos, el clima y el diseño de la planta para optimizar tu instalación Recibe datos esenciales sobre el la red eléctrica chilena: Análisis en profundidad sobre el esquema eléctrico chileno para evitar errores costosos Escucha a más de 25 expertos en fotovoltaica: hablarás con personas con experiencia de primera mano en FV Más de 15 horas de networking: charla, conoce y debate con los asistentes y establece los contactos necesarios para desarrollar tu negocio en Chile Sé parte de la industria fotovoltaica en Chile y obtén información actualizada sobre GHI/DNI y la estimación de los precios de la electricidad

Esta conferencia ofrece una excelente oportunidad para conocer y colaborar con expertos de la industria, y discutir con ellos los temas clave para aportar valor a tu planta” First solar

¡ABRE este folleto para ver la agenda, ponentes, descuentos y mucho más!

ER123_50_57:ER MAQUETA 02/07/13 12:28 Página 53

El único evento que te dará las herramientas necesarias para desarrollar tus proyectos Consigue las estrategias que necesitas para presentar un proyecto ganador a los ﬁnancieros y a los clientes La siguiente agenda de dos días se ha elaborado con mucha atención para ofrecer la inteligencia comercial necesaria con el ﬁn de que diseñes plantas rentables que satisfagan las necesidades de las empresas de servicios públicos y de las empresas mineras de Chile.

Un panorama fotovoltaico lleno de oportunidades en Chile s %SCUCHA DIRECTAMENTE A LOS ENCARGADOS de tomar las decisiones gubernamentales informar sobre los marcos destinados a desarrollar más de 1 GW de proyectos y aprovecha los incentivos para desarrollar tu proyecto.

Obtén un acuerdo para la compra de energía: avanza con éxito a través de las negociaciones y los contratos s %SCUCHA DE PRIMERA MANO A TUS CLIENTES comentarte cuáles son sus requisitos energéticos para situar de manera sólida a tu proyecto fotovoltaico como una solución competitiva. s )NFØRMATE SOBRE LA COMPETENCIA QUE EXISTE entre la energía eólica y la fotovoltaica para que no tengas dudas de que te inclinas por proyectos que pueden superar a otros recursos energéticos. s %SCUCHA A EXPERTOS ENERGÏTICOS DE EMPRESAS mineras hablar sobre el diseño de una propuesta ganadora para asegurar un contrato a largo plazo de compra de energía. Diego Lizanas, experto en eﬁciencia energética,

4ECNOLOGÓA SOLAR EN #HILE UNA nuevo horizonte fascinante Elección de los módulos fotovoltaicos para maximizar el rendimiento de la planta s #OMPARA LAS ElCIENCIAS DE CONVERSIØN energética y durabilidad de las tecnologías de silicio cristalino actuales para ver cuáles serán las más rentables para tu instalación. s !DOPTA UN NUEVO PLANTEAMIENTO SOBRE cómo están funcionando las células en la actualidad en instalaciones que ya están en marcha para ver las predicciones en eﬁciencia que puedes aplicar a tu proyecto.

Joaquín Meléndez, AES Gener

s !PRENDE DE LOS %0# CUANDO TENGAS QUE escoger la tecnología para las células e integrarla con otros componentes.

s )DENTIlCA A LOS PRINCIPALES INTERESADOS PARA comprender mejor la relación que existe y los papeles que desempeñan a la hora de poner en marcha la estrategia solar de Chile. Aprende a llegar a acuerdos con ellos de manera efectiva y pronto.

Carlos Arenas, secretario regional ministerial de energía de zona norte,

Santiago Rodríguez Agúndez, director gerente, Ingenostrum

s 2EALIDAD FRENTE A lCCIØN RECIBE DATOS SOBRE estadísticas y cifras de los proyectos que se han puesto en marcha con éxito y de los pasos que tienes que dar para imitar su éxito.

Identiﬁcación de oportunidades: el potencial del mercado spot

Carlos Finat, director ejecutivo, ACERA

Collahuasi Mine

Ministerio de Energía Chile

Daniel Ocqueteau, Gerente Legal, de Asuntos Públicos y RSE, Quiborax S.A

s !NALIZA CØMO PUEDES APROVECHAR EL MERCADO SPOT en desarrollo de Chile y las ventajas que puedes obtener en comparación con un acuerdo para la compra de energía. s 3UPERA LOS RETOS ECONØMICOS GRACIAS A ESTRATEGIAS e información sobre dónde buscar ﬁnanciación para una planta en el mercado al contado.

Futuras perspectivas para el mercado: ¿se harán realidad los grandes proyectos en Chile? s /BTÏN LOS ÞLTIMOS DATOS SOBRE LA DEMANDA energética del país para los próximos 5-10 años y conoce a qué mercados abastecerá la nueva capacidad fotovoltaica para que puedas anticiparte y dar un impulso a las negociaciones con clientes potenciales. s !NALIZA LOS IMPULSORES DE PRECIOS DE la fotovoltaica actuales y previstos para prever con precisión los costes, gestionar la cadena de suministro y seguir siendo económicamente competitivo. s %SCUCHA A DESARROLLADORES LÓDERES QUE ya cuentan con plantas fotovoltaicas en marcha y descubre cómo superar los obstáculos que surgen en el desarrollo, en relación a la tecnología y con la ﬁnanciación para evitar los costosos problemas. María Paz de la Cruz, responsable del Centro de Energías Renovables de Chile, CER

s #ONOCE EXPERIENCIAS DE PRIMERA MANO GRACIAS A propietarios de plantas en estos mercados para descubrir cómo mitigar riesgos y lograr que estas centrales sean competitivas frente a otras fuentes energéticas. Humberto Ugarte, director gerente, Selray

Financiación de solar en Chile: minimización del riesgo y maximización del retorno (mesa redonda) s $ESCUBRE CØMO EVALÞAN EL RIESGO LOS lNANCIEROS en Chile para evitar fallos fácilmente predecibles. s #ONVERSA CON INVERSORES POTENCIALES DE #HILE PARA empezar el proceso de ﬁnanciación con ellos. s %SCUCHA A INVERSORES INTERNACIONALES CON experiencia en fotovoltaica solar aconsejarte sobre cómo vender tu idea con éxito. Rodrigo Violic, responsable de acuerdos, Banco BICE

Santiago Rodríguez Agúndez, director gerente, Ingenostrum

Anna María Orellana, funcionario sénior de inversión, BID 4HOMAS )NNOCENZI director gerente,

Pablo Burgos, director ejecutivo, Solarpack

Astris Finance

Innovaciones solares s -AXIMIZA TU PRODUCCIØN MEDIANTE NUEVOS diseños de módulos y células para impresionar a los inversores. s #ONOCE LAS ÞLTIMAS NOVEDADES SOBRE LAS opciones de almacenamiento para ver si las baterías podrían ser adecuadas para tus clientes potenciales. s $ESCUBRE QUÏ INNOVACIONES EN EL BALANCE del sistema podrían ofrecerte una ventaja competitiva y ayudarte a ganar más proyectos.

Comprensión y evaluación de los inversores s #OMPRENDE EL IMPACTO DEL RATIO DEL inversor de corriente continua a corriente alterna sobre la generación anual para identificar cómo seleccionar el inversor adecuado para mejorar la producción de la planta. s %SCUCHA TODAS LAS NOVEDADES SOBRE LAS últimas investigaciones realizadas en tecnologías de inversores fotovoltaicos para ver los pasos que se han dado a la hora de supervisar, controlar, combatir las fluctuaciones relacionadas con el terreno y mejorar la eficiencia pare ver cómo esto podría reducir los costes generales. s )NFØRMATE SOBRE LA TECNOLOGÓA DE inversores adaptada concretamente al clima chileno. Vicente Salas, profesor asociado, Universidad Carlos III de Madrid

Daniel Aninat, responsable de project ﬁnance, Santander

Reserva tu plaza hoy +44 (0) 207 375 7584

ER123_50_57:ER MAQUETA 02/07/13 12:28 Página 54

El único evento orientado a desarrollar plantas fotovoltaicas a gran escala Dominar la explotación y el mantenimiento para un rendimiento óptimo s $ISE×A UNA ESTRATEGIA DE MANTENIMIENTO específica para Chile con el fin de minimizar los costes. s $ESCUBRE CØMO LAS ÞLTIMAS TECNOLOGÓAS de supervisión pueden ofrecerte las herramientas que necesitas para optimizar los procesos de mantenimiento preventivos y reducir los costes continuados. s )DENTIl CA CØMO OPTIMIZAR TU ANÉLISIS DEL rendimiento y los datos de fiabilidad para cerciorarte de que impulsas la eficiencia a largo plazo y evitas las costosas pérdidas en la producción. Jorge Coello, director técnico, Enertis

Diseño de plantas solares fotovoltaicas rentables s $ÏJATE ACONSEJAR SOBRE LAS MEJORES prácticas en el diseño de plantas de la mano de EPC líderes y aplícalas lo antes posible para evitar costosos errores para tu instalación FV. s $ESCUBRE LOS ÞLTIMOS MÏTODOS SOBRE la adaptación de plantas para una minimización de los costes de los componentes y mejora la producción para un LCOE reducido desde el primer día. s )NFØRMATE SOBRE LOS ÞLTIMOS MÏTODOS de análisis de adaptación que prometen simpliﬁcar la construcción de tu proyecto e impulsar la eﬁciencia de los componentes. s #ONSTRUCCIØN DE FOTOVOLTAICA Y VARIABLES DE LA CADENA DE SUMINISTRO LOS EXPERTOS te aconsejarán para que mejores la construcción de la instalación y vaya acorde a las demandas de Chile con unos gastos de capital inferiores. Daniel Barandalla, GL Garrad Hassan Jorge Amiano, director técnico en desarrollo comercial, Sunedison

Selección del emplazamiento: radiación horizontal global y radiación directa normal elevadas para disminuir los costes del proyecto s #ERCIØRATE DE QUE ESCOGES EL emplazamiento adecuado gracias a los últimos métodos de recopilación de datos como la radiación solar y el sombreado para aprovechar completamente el recursos solar. s /BTÏN DATOS PRECISOS SOBRE EL RECURSO SOLAR en Chile, no solo en el norte, para ubicar la próxima oportunidad para tu negocio.

s !PRENDE A EVALUAR LA l ABILIDAD DEL emplazamiento con la previsión de los costes del proyecto para que termine siendo rentable. Rodrigo Escobar, profesor asociado, Pontiﬁcia Universidad Católica de Chile

Pablo Pastene, director solar, Fundación Chile

Financiación de tecnología solar: riesgo y retorno s /BTÏN LOS ÞLTIMOS DATOS SOBRE CØMO REDUCIR los costes de la hoja para que tu planta sea una inversión atractiva. s $ESDE LA ELECCIØN DE COMPONENTES Y LA adaptación de la planta hasta la tasa de rendimiento, infórmate sobre cómo los aspectos técnicos del desarrollo de proyectos fotovoltaicos pueden beneficiar o perjudicar a la capacidad de financiación de tus proyectos en el momento de garantizar la financiación para los siguientes años. s !PRENDE GRACIAS A PROYECTOS REALES PARA descubrir cómo afecta el diseño al precio y viceversa, y desarrolla una estrategia de éxito para un rendimiento óptimo y ser la primera elección de los inversores.

0ROGRESO CONSEJOS fundamentales sobre el desarrollo de proyectos

Control de la obtención de permisos para la red s #ONSEJOS PRÉCTICOS DE LAS AUTORIDADES para ayudarte a avanzar en el proceso de obtención de permisos para la red, y ahorrar así tiempo y dinero. s #ONVERSA CON PROMOTORES PARA SABER cómo superar los retos relacionados con la obtención de permisos y la conexión a la red en Chile para que puedas ajustarte a tu presupuesto. Antonio Boetsch, Kaltemp

Eliminación del estrés de las líneas de transmisión solar s !NALIZA LOS COSTES PARA LAS LÓNEAS DE transmisión por región para ayudarte a planear con atención. s #ONOCE Y APRENDE CØMO CON LA construcción de la línea de transmisión, puedes maximizar el rendimiento sin sacriﬁcar la radiación directa normal para líneas más cortas. s #OMPARTIR LAS LÓNEAS DE TRANSMISIØN ¿beneﬁcioso para la energía renovable y la solar?

Transacciones de terreno: las mejores prácticas según los expertos chilenos

La integración en la red no debe ser frustrante s /BTÏN UNA DESCRIPCIØN GENERAL TÏCNICA Y comercial detallada de los sistemas de redes #$%# 3).' Y #$%# 3)# EVITAR ERRORES O retrasos en tu proceso de desarrollo. s ,A VERDAD SOBRE LOS RUMORES RESPECTO A LA capacidad y la carga de la red para tomar decisiones comerciales bsándote en hechos. s !NOTA DATOS SOBRE LOS FUTUROS CAMBIOS QUE se producirán en los sistemas de redes y escucha a los principales encargados de tomar las decisiones hablar sobre cómo adaptar tus plantas y tu modelo comercial para obtener más beneﬁcios. Eduardo Andrade, presidente, CIGRE Chile Daniel Salazar, director ejecutivo, CDEC SING )NVITADO %DUARDO 2ICKE -U×OZ director ejecutivo, CDEC-SIC

s %SCUCHA A EXPERTOS LEGALES SOBRE LOS acuerdos de arrendamiento de terrenos, adquisición y alquiler, para comprender este paso esencial. s 'ARANTIZA EL ÏXITO COMERCIAL DE TU PLANTA FV a pesar de futuras transacciones y sácale el mayor rendimiento mientras brille el sol. s $ESCUBRE CØMO LA &6 PUEDE GANAR el apoyo y comprometerse con las comunidades locales, y lograr que no superar los posibles problemas surgir durante el proceso de obtención de permisos medioambientales. Mario Marchese, director en el país, Hatch Engineering

)GNACIO !RTEAGA socio gerente, Arteaga Gorziglia

Juan Pablo Schaeffer, responsable de relaciones comunitarias, Codelco

En PV Insider LATAM, el networking y el establecimiento de relaciones es tan importante como las propias sesiones de la conferencia. Para que no tengas dudas de que promovemos un entorno idóneo para establecer conversaciones de negocios, ofrecemos: • 15 horas para networking en persona

• Networking online

• Fiesta de networking

Consulta las últimas actualizaciones del programa en www.pv-insider.com/fvchile2013

ER123_50_57:ER MAQUETA 02/07/13 12:28 PĂĄgina 55

)MPULSA EL CRECIMIENTO DE TU NEGOCIO EN 06 )NSIDER ,!4!-

z0OR QUĂ? ASISTIR A 06 )NSIDER LATAM 2013? #ON PONENTES DE TODO EL MUNDO 06 )NSIDER ,!4!- TE OFRECE IMPORTANTES OPORTUNIDADES DE NETWORKING E INFORMACIĂ&#x2DC;N DE LA industria.ÂżPuedes permitirte el lujo de perdĂŠrtelo? Al fin y al cabo, unos 1000 asistentes de todo el mundo no pueden estar equivocados..

Conoce a altos directivos para desarrollar tu negocio

44% Nivel C/Presidente/Director/Vice Presidente 22% Director de Mercado Fotovoltaico 15% Gerente Senior 14% )NGENIERO 3ENIOR 5% Otros

PosiciĂłnate como lĂder de la industria fotovoltaica para obtener contratos y lograr nuevas oportunidades comerciales 3Âł 6)34/ 9 /)$/ 0/2 ,!3 0%23/.!3 #,!6% %. &6 SitĂşate como un lĂder innovador: demuestra tu incalculable experiencia en diferentes mercados y tecnologĂas para mostrar por quĂŠ debes ser la primera opciĂłn en los nuevos proyectos. Comunica tu soluciĂłn: muestra el valor de tu producto ante toda la comunidad fotovoltaica y, aĂşn mĂĄs importante, asegĂşrate de que te escuchan los altos ejecutivos de la industria. ÂĄNinguna videollamada puede superar el trato personal!

Conoce a todos los actores clave de la cadena de suministro de la FV en un Ăşnico lugar!

36% Fabricante/Proveedor 15% Proveedor de TecnologĂa

4% )NVERSOR 3% CompaĂąĂa elĂŠctrica

13% Empresa de )NGENIERĂ&#x201C;A ConstrucciĂłn

2% Gobierno

10% %0# )NGENIERĂ&#x201C;A adquisiciĂłn y construcciĂłn)

Oportunidades de exposiciĂłn y PATROCINIO

3% Otros Proveedor de 1% servicios legales/ financieros 1%

AcadĂŠmico/ )NVESTIGADOR

6% Consultor/Analista 6% Promotor

5NA GRAN OPORTUNIDAD DE NETWORKING Y DE CONOCER COLEGAS DE LA industria de O&M SunPower Corp

Una conferencia organizada al detalle, con los ponentes clave de las empresas lĂderes en la industria Belectric

Para obtener mĂĄs informaciĂłn sobre quiĂŠn asistirĂĄ a PV Insider LATAM 2013, visita www.pv-insider.com/ fvchile2013 Actualizaremos la lista a medida que las empresas conďŹ rmen su asistencia.

Posiciona tu marca: el logo y la descripciĂłn de tu empresa aparecerĂĄn en el sitio web del evento durante mĂĄs de 20 semanas. TambiĂŠn aparecerĂĄn en 15 000 copias impresas del folleto y en todo el material promocional, maximizando asĂ la visibilidad de tu negocio en la comunidad de la industria fotovoltaica.

/"4Âł. -Â8)-! 6)3)"),)$!$ 3). 4)2!2 ,! #!3! POR LA VENTANA Conecta con delegados: nuestra herramienta de networking en lĂnea te permite enviar mensajes a los delegados antes, durante y despuĂŠs del evento. De esta manera, puedes dirigirte a quien quieras conocer y empezar a establecer importantes contactos. Aumenta tu posiciĂłn en el sector: da a conocer tu logo patrocinando los descansos de networking e inclĂşyelo en el material que se entregarĂĄ durante el evento: bolsas, USBs. AsĂ, no hay ninguna duda de que dejarĂĄs una huella memorable con tu empresa y tus productos. Si buscas posicionar a tu empresa como una de las lĂderes de la industria fotovoltaica, ponte en contacto con nosotros hoy mismo. DiseĂąaremos un pack personalizado para ayudarte a que los objetivos de tu negocio se conviertan en una realidad en funciĂłn de tu presupuesto.

#/.4!#4/ Ricard Palau, Business Development 4 +44 (0)207 375 7551 & +44 (0) 207 375 7576 % rpalau@pv-insider.com 7 www.pv-insider.com/fvchile2013

Para saber mĂĄs sobre patrocinio y expo visita: www.pv-insider.com/fvchile2013

ER123_58_61_MOVILIDAD:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:30 Página 58

movilidad

Diseñando el coche eléctrico en clave medioambiental Las ventajas económicas del vehículo eléctrico (VE) son de sobra conocidas. Las medioambientales, menos. El proyecto europeo Green-Car Eco-Design, realizado entre 2011 y 2013 y en el que han participado siete institutos y centros tecnológicos europeos –cinco españoles–, ha consistido, precisamente, en incluir esta variable medioambiental durante el proceso de diseño y desarrollo de los componentes principales del VE y aumentar, así, el conocimiento de este impacto a lo largo de su ciclo de vida. Varios autores *

l Ecodiseño es una metodología que permite tener en cuenta el medio ambiente a la hora de tomar decisiones como un factor adicional a los que tradicionalmente se han tenido en cuenta (costes, calidad), esforzándose por conseguir el impacto ambiental mínimo posible con perspectiva de ciclo de vida. Se trata, por tanto, de una herramienta absolutamente necesaria para avanzar en el camino de la sosteniblidad de cualquier bien o actividad. Y a ella han recurrido los expertos de Cartif y los restantes institutos y centros tecnológicos europeos participantes en el proyecto Green-Car Eco-Design, cofinanciado con fondos FEDER.

58 energías renovables ■ jul-ago 13

Primera etapa En primer lugar, con el fin de conocer el comportamiento inicial y poder proponer acciones que supusieran una mejora del impacto global, decidimos centrar el estudio en los siguientes componentes del vehículo: batería, convertidor, puntos de recarga, frenos y sistema de climatización. Adicionalmente, analizamos la capacidad de alimentar sistemas auxiliares a través de energías renovables. Para cada componente que analizamos, averiguamos cuál era el perfil ambiental de dos tecnologías existentes en la actualidad mediante la herramienta “Análisis del Ciclo de Vida”, sistematizada por la serie de normas internacionales ISO 14040.

En la fase de “Definición de Objetivos y Alcance” nos aseguramos de que los componentes objeto de eco-rediseño configuraran la topología de un vehículo eléctrico concreto. Se trata de un turismo de uso particular de 5 plazas, 1.200 kg de masa y tracción delantera. Tiene una autonomía de 140 km en condiciones ideales en recorrido urbano, circulando a una velocidad promedio de 35 km/h, máxima de 120 km/h, y con capacidad de superar pendientes de hasta el 20%. La batería se recarga con un sistema de recarga lenta. Al no ser el chasis y la carrocería objeto del eco-rediseño se utilizan en la simulación datos de un vehículo real con prestaciones similares. La función del siste-

ER123_58_61_MOVILIDAD:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:30 Página 59

ma es recorrer 100.000 km durante su vida útil, estimada en 10 años, transportando como único pasajero al conductor y satisfaciendo los requisitos anteriores. Se dejan fuera de los límites del sistema el montaje de componentes en el vehículo y otros transportes distintos de los de los materiales que constituyen los componentes y los de los escenarios de fin de vida. Los datos ambientales recopilados en la fase de “Análisis de Inventario” proceden en su mayor parte de los fabricantes de estos componentes, que han colaborado en el proyecto a través del comité asesor. Esta información ha sido complementada por validaciones experimentales propias en lo que se refiere a la etapa de uso, por su especial relevancia. También fue necesaria una búsqueda en las bases de datos presentes en los software comerciales SimaPro y GaBi y en otras referencias bibliográficas, tales como artículos científicos y fichas de tipo “Declaraciones Ambientales de Producto”. La “Evaluación de Impacto” se realizó con dos metodologías: Eco-Indicador’99 H/A y CML Baseline 2000, si bien en este trabajo sólo se reflejan los resultados de la primera de ellas, correspondientes a la fase “Evaluación de daño”. A partir de los resultados obtenidos se valoraron desde el punto de vista teórico distintas estrategias de ecodiseño de la rueda LiDS, implementando en la fase de prototipado las medidas más viables técnica y económicamente entre las que suponían una mejora ambiental del componente.

Impacto ambiental de la batería

El estudio ambiental del ciclo de vida de la batería puso de manifiesto que la etapa de Materiales es la principal responsable del impacto en casi todas las categorías.

Reducción del impacto de la batería tras ser eco-rediseñada

El eco-rediseño de la batería permitió reducir los impactos ambientales en todas las categorías.

Rediseñando los componentes: la batería Si bien cada uno de los componentes analizados tiene su particular interés, aquí solo presentamos más detalladamente el caso de la batería. En concreto, el Instituto Politécnico de Setúbal IPS analizó una batería constituida por 500 células con cátodo de óxido de litio manganeso y ánodo de grafito, que tiene una masa total de 200 kg y permite una autonomía de 140 km circulando a 60 km/h. En el gráfico titulado “Impacto ambiental de la batería” se puede observar el perfil ambiental del ciclo de vida de la batería estudiada, en el que la etapa de “Materiales” es la principal responsable del impacto en casi todas las categorías. Por este motivo, la estrategia implementada en la fase de prototipado fue reducir la batería a la mitad de tamaño y agregar un extensor de autonomía, que entraría en funcionamiento en viajes largos de hasta 400 km (menos frecuentes).

Este nuevo elemento consistió en un grupo motor-generador de 5 kW de gasolina, 1 cilindro, depósito de 12 L y 80 kg de masa. Como resultado del ecorediseño de la batería, se redujeron los impactos ambientales en todas las categorías. El Instituto Politécnico de Setubal (IPS), el centro portugués participante en el proyecto, analizó una batería constituida por 500 células con cátodo de óxido de litio manganeso y ánodo de grafito, de 200 kg de peso. Otros elementos analizados bajo la perspectiva medioambiental fueron las pinzas y las pastillas de freno del vehículo.

Modelización virtual Las interacciones dinámicas entre los componentes de los vehículos eléctricos hacen indispensable una modelización jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_58_61_MOVILIDAD:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:30 Página 60

movilidad Del sistema de climatización se ocupó el Instituto Andaluz de Tecnología (IAT), mientras que CARTIF analizó un punto de recarga de un solo conector de 3,7kW a 16 A.

Comparación del impacto asociado al ciclo de vida de 1 m2 de tres paneles fotovoltaicos con respecto a la electricidad recuperable en diez años de vida útil

Se puede observar que los paneles son más impactantes que la electricidad procedente de la red en la categoría de Minerales, resultando más respetuosos ambientalmente en prácticamente el resto de categorías.

virtual para el análisis de la gestión energética. Se definieron los datos generales del vehículo (peso, dimensiones, modelo de ruedas, batería sin y con extensor de rango, motor eléctrico, generador y electrónica asociada, sistema de transmisión, aire acondicionado y otros auxiliares) y una ruta (ciclo mixto NEDC, velocidad constante y test de autonomía).

60 energías renovables ■ jul-ago 13

En la simulación mediante software, el Instituto Tecnológico de Aragón (ITA) programó un recorrido para cada ruta (con comienzo y parada a velocidad cero) y calcularon los pares, velocidades, corrientes y potencia que es necesario suministrar a cada componente para cumplir la consigna de velocidad en cada instante de tiempo. También llevaron a cabo un aná-

lisis de sensibilidad, variando algunos factores tales como: ✔ El peso (nº de ocupantes). Un incremento de peso de 100kg disminuye la autonomía en 4,8 km. ✔ Las ruedas. A 60 km/h, el uso de neumáticos de alta eficiencia aumenta la autonomía del vehículo eléctrico en 24 km. ✔ El consumo de auxiliares. A partir de datos experimentales, se obtuvo que para un nivel bajo de climatización (25%) se consumen 1,8 A y para uno alto (100%) se consumen 5,2 A. De modo que el consumo modelado es de entre 720 W y 2.080 W (considerando que el voltaje de la batería es 400 V). ✔ Disminución del tamaño de la batería por mejora del inversor. Suponiendo el consumo igual al inverso de la autonomía, y teniendo en cuenta el “New European Driving Cycle” (prueba parametrizada a la que todos los fabricantes deben someterse para homologar el consumo de un coche), y rutas previas por Zaragoza modeladas por el ITA, se obtiene que el rendimiento del inversor aumenta un 40%, lo que causa una disminución del tamaño de la batería del 40%.

ER123_58_61_MOVILIDAD:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:30 Página 61

Impacto asociado al ciclo de vida del recuperador vs. mix energético español

En esta figura aparece la comparación del impacto asociado al ciclo de vida del recuperador vs. mix energético español, supuesto que proporciona 10 W a razón de 0,91 h/día. El recuperador es más favorable en las categorías de impacto Cambio Climático, Radiación, Capa de Ozono y Combustibles Fósiles.

Alimentación con energías renovables En la Ecole Supérieure des Technologies Industrielles Avancées (ESTIA, Francia) estudiaron de forma teórica distintas posibilidades para alimentar a elementos auxiliares, como el GPS o el ordenador de a bordo. Desde el punto de vista ambiental, el interés de su empleo se basa en la comparación con la energía procedente de la red eléctrica, teniendo en cuenta que tienen que compensarse los materiales, los procesos de fabricación y el aumento de peso que supone incorporar estos sistemas. El consumo de los elementos auxiliares es variable ya que depende del trayecto y del usuario. La cantidad de energía recuperable también varía: ✔ La captación depende de la insolación que reciben (en función del clima, la estación del año, la hora del día, de las zonas umbrías por edificios, túneles, etc. en circulación, o de si se estaciona en un aparcamiento subterráneo). ✔ El rendimiento de conversión depende de la tecnología fotovoltaica pero, además, disminuye por envejecimiento del panel y fluctúa con el calentamiento. ✔ El potencial almacenamiento de la energía solar depende del nivel de carga de la batería. Debido a que el mix energético tiene diferente impacto ambiental dependiendo de la localización geográfica que se estudie, se presenta aquí de ejemplo la ciu-

dad de Valladolid, tomando como mix el correspondiente a España en el informe de 2012 de ESU-services Ltd. Se analizaron distintos escenarios para tres tecnologías fotovoltaicas que pueden instalarse en el techo del VE: silicio monocristalino, capa fina cobre-indio-selenio y silicio amorfo. El impacto de los paneles también depende de su lugar de fabricación (mix, transporte) y se consideraron las tecnologías presentes en los procesos de la base de datos Ecoinvent. La figura 8 recoge la comparación del impacto asociado al ciclo de vida de 1 m2 de tres paneles fotovoltaicos con respecto a la electricidad recuperable en diez años de vida útil, suponiendo que se capta, convierte y almacena (según el rendimiento de cada tecnología) el 50% de la radiación solar sobre el plano horizontal (estimando el valor medio en Valladolid entre 2000 y 2004 en 1.516 kWh/m2/año). Se puede observar que los paneles son más impactantes que la electricidad procedente de la red en la categoría de “Minerales”, resultando más respetuosos ambientalmente en prácticamente el resto de categorías. En la fase de prototipado, ESTIA construyó un recuperador de la energía de los amortiguadores a tamaño real sobre un banco de prueba que representaba la cuarta parte del vehículo. Se puede concluir que la bobina de cobre representa la mayor parte del impacto en todas las categorías excepto en “Cambio Climático”, “Capa de Ozono” y “Combustibles Fósiles”, en las que son los

imanes los principales responsables del impacto. Debido a que la cantidad de energía es variable en función del estado de las carreteras y del modo de conducción, se establecieron distintos escenarios para comparar el impacto de este sistema con el de la energía procedente de la red. La comparación del impacto asociado al ciclo de vida del recuperador vs. mix energético español, supuesto que proporciona 10 W a razón de 0,91 h/día, indicó que el recuperador es más favorable en las categorías de “Impacto Cambio Climático”, “Radiación”, “Capa de Ozono” y “Combustibles Fósiles.” Los resultados mejorarían si se realizara un dimensionamiento de la potencia recuperable ajustado al consumo de auxiliares más cercanos a los amortiguadores que a la batería, a los que puede alimentar sin necesidad de almacenamiento (menor cable), o si se contemplara la reutilización de los imanes.

Escenarios de implantación Para calcular la mejora ambiental global a consecuencia de la implantación del VE se deben tener en cuenta los factores recogidos en la figura 3que lo comparan con uno equivalente en peso y propiedades (excluida autonomía) de motorización gasolina. En cuanto al ahorro energético y de huella de carbono, por cada vehículo a gasolina sustituido por uno eléctrico, si se recorren 10.000 km / año se dejarían de emitir 1,2 t de CO2 / año. El proyecto Green-Car Eco-Design ha estado coordinado por Cartif, centro Tecnológico ubicado en Valladolid y dedicado a la investigación científica, la transferencia de tecnología, el desarrollo de la sociedad de la información y la promoción de la sostenibilidad.

■ Más información: > www.cartif.com * Autores: García, N.(1); Pablos, L.(1); Moral, A.(1); Mesas, M.(2); Puigmal, L.(2); Font, X.(2); Gonzalez, I.(3); Garrido, D.(3); Justel, D.(3); Camacho, R.(4); Campos, J.M.(4); González, L.C.(4); Alfonso, J.(5); Arteche, F.(5); Pascual, O.(5); Hacala, A.(6); Curea, O.(6); Maia, J.(7); Soares, A.(7), Camilo, F.(7) (1) Centro Tecnológico Cartif (> www.cartif.com) (2) CTM Centre Tecnològic (> www.ctm.com.es) (3) Mondragón Goi Eskola Politeknikoa (> www.mondragon.edu/es/eps) (4) Instituto Andaluz de Tecnología (> www.iat.es) (5) Instituto Tecnológico de Aragón (> www.ita.es/ita/) (6) Ecole Supérieure des Technologies Industrielles Avancées (> www.estia.fr) (7) Instituto Politécnico de Setúbal (> www.ips.pt)

jul-ago 13

■

energías renovables

ER123_62_64:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:34 Página 62

AGENDA

>PV INSIDER LATAM 2013 ■ Los días 10 y 11 de septiembre se celebra en Santiago de Chile este evento que pretende acabar con cualquier duda que puedan tener promotores, instaladores e inversores de plantas fotovoltaicas en Chile. “Durante los dos días de conferencias tendrás la oportunidad de aprender de los promotores con plantas fotovoltaicas en construcción y operación como SolarPack, Sky Solar y SunEdison. Además, las empresas que negociaron los contratos para la compra de energía (PPAs) con ellas te darán toda la información y asesoramiento técnico para ayudarte a obtener tu PPA”, aseguran los organizadores. Más de 8 horas dedicadas a hacer networking con los demás delegados, ponentes y patrocinadores. “Reuniremos a los líderes internacionales del mercado fotovoltaico y a las mejores empresas de ingeniería para que hagas la alianza perfecta”. Habrá también sesiones técnicas con expertos locales e internacionales como Enertis, GL Garrad Hassan y Kaltemp que asesorarán sobre cómo obtener el mayor rendimiento a una planta en condiciones ambientales específicas. ■ Más información: > www.pv-insider.com/LATAM/index.php

TÉCNICAS >JORNADAS GALLEGAS DE ENERGÍAS RENOVABLES

■ El Ilustre Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Galicia (ICOIIG), en colaboración con el Ayuntamiento de Vigo y la Fundación Agencia Intermunicipal de la Energía de Vigo (FAIMEVI), están organizando las primeras Jornadas Gallegas de Energías Renovables, que tendrán lugar los próximos 18 y 19 de septiembre en el Auditorio Municipal do Concello de Vigo. Los organizadores esperan reunir, entre ponentes y asistentes, a los referentes clave del sector de las energías renovables en la comunidad gallega, con el objetivo de divulgar temas de actualidad en cuestiones de energías renovables realizadas por y para profesionales del sector. Las ponencias tendrán un contenido técnico, con una pequeña introducción comercial optativa, y estarán avaladas por empresas o entidades de renombre en el sector de renovables.

>EXPOSOLAR CHILE ■ Del 26 al 27 de septiembre se celebra en Santiago de Chile esta exposición que, según sus organizadores, la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), marcará el lugar de encuentro entre especialistas del sector y será el punto de partida del auge de la energía solar en todos los niveles: construcción, agricultura, turismo, educación, minería, industria. El encuentro se plantea como una combinación entre una exposición comercial y un programa de charlas, cursos y seminarios. El lugar ideal para realizar presentación de productos, charlas, conferencias; identificar posibles proveedores, representantes, y distribuidores; o tomar el pulso al mercado del interior y conocer las tendencias actuales y futuras.

Bul

■ Más información: > www.exposolarchile.cl

■ Más información: > http://jornadasgallegasrenovables.blogspot.com.es

>WIND POWEREXPO

>EXPOBIOENERGÍA

■ Del 24 al 26 de septiembre de 2013 se celebra en Zaragoza Wind PowerExpo, Feria y Conferencia Internacional de la Industria Eólica. Está organizada por Feria de Zaragoza con la colaboración de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) y el Gobierno de Aragón, que quieren hacer de ella una cita europea ineludible en los años impares (su periodicidad es bienal). Sus ocho ediciones anteriores la han convertido en referencia del sector de la energía del viento. Que, además, quiere ser una puerta para los mercados internacionales. Para ello cuenta con la colaboración del Instituto de Comercio Exterior (ICEX) que organiza misiones inversas en las que participan promotores de los países con más futuro en energía eólica. Además de la exposición Wind PowerExpo cuenta con diversas actividades entre las que destacan las conferencias y las jornadas técnicas que organiza la AEE.

■ Valladolid acogerá del 22 al 24 de octubre Expobioenergía. Sus organizadores, Avebiom y Fundación Cesefor, confirmaban el mes pasado que el 80% de la zona expositiva ya está contratada y que esperan que los expositores al final sean un 15% más que el año pasado. Para la mayoría de las empresas, Expobioenergía es la primera opción para presentar sus novedades y generar nuevos clientes, no en vano el 90% de los expositores la considera la feria sectorial más importante. Por sectores de actividad, encabezan el ranking las firmas relacionadas con la generación de energía para usos térmicos: estufas y chimeneas, calderas de uso doméstico y equipos industriales. La segunda posición la ocupan las tecnologías para el aprovechamiento de biomasa agrícola y forestal, los equipos para la trituración y astillado de biomasa y madera, los equipos para la fabricación de pelets y briquetas, los equipos para la producción y distribución de pellets y astillas, así como los sistemas de almacenaje, selección y secado de biomasa sólida. En el tercer lugar de las actividades con mayor presencia se sitúan las empresas de servicios energéticos (ESE). Expobioenergía presenta un amplio repertorio de actividades paralelas.

■ Más información: > www.feriazaragoza.es/ wind_power_expo.aspx

Ren “RO

Ital

■ Más información: > www.expobioenergia.com

62 energías renovables ■ jul-ago 13

EEU

SunEdi

ER123_62_64:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:35 Página 63

MAXIMICE EL RENDIMIENTO DE SU INVERSIÓN

GESTIÓN INTEGRAL DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS Bulgaria, 60 MW

Servicios de Operación y Mantenimiento Monitorización 24/7 Facturación y Reporting Gestión de Activos Los programas de operación y mantenimiento, así como el resto de la oferta de servicios de SunEdison, son el resultado de la experiencia acumulada en la gestión de más de 1000 plantas fotovoltaicas en todo el mundo, que representan más de 1300 MW Plataforma propia de Monitorización “SEEDS” (SunEdison Environmental Data Systems)

Centros propios de operación “ROC” Renewable Operating Centers “ROC”

(Renewable Operating Centers) ubicados en Chennai, Madrid y San Francisco, proporcionan un servicio 24/7

Servicios de facturación, reporting y gestión completa de activos que ofrecen seguridad, comodidad y tranquilidad a miles de clientes en todo el mundo

Italia, 3 MW

Más de 50 años de experiencia avalan el sólido compromiso de SunEdison con sus clientes Contáctenos en el TELÉFONO GRATUITO

900 810 009 www.sunedison.es EEUU, 8 MW SunEdison ANUNCIO energias enerrgias ren renovables-ESPAÑOL.indd ren no novablesovables-ESPAÑOL.indd 1

Edificio Zurich. Alcalá 44, Planta 3 · 28014 Madrid, España · Tel. +34 - 915 242 670

27/06/13 27/ /0 13 13:40 /06/1

ER123_62_64:ER47_24_27__REALMADRID 02/07/13 12:35 Página 64

GESTERNOVA: comercializadora que suministra a sus clientes exclusivamente energía de origen 100% renovable

ENTRE TODOS HACEMOS UN MUNDO +VERDE En Gesternova pensamos que si la energía que utilizamos es limpia tiene la capacidad de transformar nuestro entorno en sentido positivo. Desde las fuentes renovables hasta donde tú lo necesites queremos acercarte exclusivamente electricidad certificada de origen 100% renovable.

Pídenos una oferta de suministro y comprueba que podemos suministrarte energía verde a precios competitivos. Ser respetuoso con el medio ambiente no supone mayor esfuerzo que ser nuestro cliente.

GESTERNOVA info@gesternova.com

902 431 703