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El autoconsumo está viviendo una etapa de crecimiento sin precedentes en España. Según cifras de UNEF (Unión Española Fotovoltaica), nuestro país alcanzó en 2019 los 459 MW de nueva potencia fotovoltaica para autoconsumo, el doble de la potencia instalada en 2018.

El dato lo aportó UNEF durante la última edición de la feria Genera, que reunió en Madrid a expertos y referentes del ámbito del autoconsumo energético especializados en proyectos, instalación, marco regulatorio, financiación y desarrollo tecnológico.

Descentralización del sistema energético

A lo largo de la celebración de las diversas jornadas técnicas organizada por UNEF se ha puesto de manifiesto que la descentralización del sistema energético a través del autoconsumo y las comunidades energéticas es una de las palancas clave de la transición energética, ya que permite que el consumidor pueda gestionar la producción, el intercambio y el almacenamiento de energía limpia.

En palabras de José Donoso, director general de UNEF,

“Un rediseño de la tarifa eléctrica que reduzca el peso del término fijo es una medida clave para incentivar el despliegue del autoconsumo. Los ciudadanos tienen que pagar por lo que consumen, lo que supone ver traducida en ahorros económicos la apuesta que hacen por la eficiencia energética”.

Durante el transcurso de las jornadas, diferentes expertos presentaron casos de éxito de instalaciones de autoconsumo fotovoltaico en varios sectores, destacando los beneficios que aporta en términos de reducción de costes energéticos y el aumento de la sostenibilidad.

En el sector industrial se destacó que los periodos de amortización de las instalaciones de autoconsumo son de entre 4 y 7 años en función del consumo, y se comentó la posibilidad de que las empresas cedan su cubierta para la instalación de autoconsumo y compren la energía que ésta genere firmando un contrato de compra-venta de energía a largo plazo (PPA), lo que les permitiría ahorrar hasta un 25% de la factura de la luz.

Potencia acumulada en España de energía fotovoltaica.

Autoconsumo y agricultura sostenible

Además, se presentó el autoconsumo como solución para una agricultura sostenible, en la que se sustituyen las fuentes de energía contaminantes, como son un generador de gasolina o diésel por paneles fotovoltaicos.

En esta línea, se presentó el caso de la Cooperativa Costa de Huelva, cuya instalación fotovoltaica con almacenamiento permite cubrir alrededor del 30% de su demanda energética, reduciendo el consumo de aproximadamente 93.000 litros de diésel al año y evitando la emisión a la atmósfera de 243 toneladas de CO2 al año, lo que equivale a la plantación de alrededor de 15.000 árboles.

Los ponentes coincidieron en señalar la homogenización de la tramitación administrativa a nivel autonómico y la puesta en marcha de campañas de concienciación y sensibilización para la ciudadanía, como cuestiones pendientes más relevantes.

Los retos tecnológicos y la financiación para las grandes plantas fotovoltaicas

Durante la jornada sobre los Retos tecnológicos organizada en colaboración con FOTOPLAT, la Plataforma Tecnológica Fotovoltaica, José Donoso recalcó que:

 “Para sostener un tejido industrial español fuerte y asegurar un crecimiento estable y continuo del sector fotovoltaico es imprescindible el desarrollo de soluciones innovadoras y eficientes y fomentar la colaboración público-privada”.

En la citada jornada tecnológica los expertos mostraron las últimas novedades en el desarrollo de nuevas tecnologías, como los módulos bifaciales, módulos transparentes para integrarlos en la edificación como si fueran un elemento más de construcción o de sistemas digitales que ayudan a la monitorización y al tratamiento de datos de las redes.

En la jornada de Financiación de proyectos fotovoltaicos se destacó el papel clave que desempeña la financiación para la puesta en marcha de los más de 30 GW de nueva potencia fotovoltaica a instalar a 2030, según los objetivos marcados por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima.

Asimismo, se apuntó a la previsión de la evolución de precios del mercado eléctrico como un factor clave en la definición del modelo de negocio y la importancia de celebrar subastas de energías renovables para asegurar un desarrollo estable del sector fotovoltaico.

Los expertos también destacaron que los PPAs representan una opción de financiación cada vez más consolidada, que tiene margen de desarrollo sobre todo entre el productor de energía renovable y el cliente final.

Artículo original: Energética21

JinkoSolar se ha convertido en la compañía líder en términos de envíos globales de módulos fotovoltaicos (PV) solares en 2019, puesto que ya logró el año pasado en el ranking que elabora la firma de análisis y datos GlobalData.

JinkoSolar encabezó la clasificación de 2019 con 14.2 gigavatios (GW) de módulos fotovoltaicos, casi 4 GW más en comparación con los 10.3GW de JA Solar que ocupan el segundo lugar. La mayoría de las empresas que figuran en la tabla son de Asia-Pacífico (APAC).

GlobalData descubrió que no ha habido cambios significativos en la clasificación de 2019 en comparación con la de 2018. Sin embargo, los 10 principales fabricantes han mostrado una mejora en sus envíos durante el último año. En 2019, los 10 principales fabricantes enviaron aproximadamente 80.3GW de módulos en comparación con los 63GW enviados en 2018, un incremento de más del 27%. Es probable que los 10 principales fabricantes alcancen una cuota superior al 75% de los envíos de módulos en 2020.

Ankit Mathur, director de Energía en GlobalData, comenta: “El mercado global de energía solar fotovoltaica está en alza debido a la mayor demanda, la continua reducción de los costes, los avances tecnológicos y de software y la mejora en la eficiencia del módulo. La eficiencia y el rendimiento mejorados del sistema solar, junto con el análisis de datos para una mejor gestión de activos y monitoreo comercial, han reducido significativamente el LCOE y pueden mejorar aún más en los mayores avances tecnológicos”.

JA Solar, en segundo lugar, mantuvo una posición sólida con un aumento de envío de alrededor del 17% debido a la alta calidad y fiabilidad del producto, y al rendimiento y la innovación. JA Solar informó que los esfuerzos realizados para expandir su presencia en los mercados internacionales emergentes en el Medio Oriente han llevado a un aumento de los envíos de módulos y la rentabilidad.

Trina Solar y LONGi Solar ocuparon el tercer y cuarto lugar, con envíos de 9.7GW y 9GW, respectivamente. Canadian Solar ocupó el quinto lugar con 8.5GW; Hanwha Q CELLS fue sexto con 7.3GW; Risen Energy se situó en el séptimo lugar con 7GW; y First Solar aseguró la octava posición con envíos de 5.5GW.

Mathur añade: “Los fabricantes chinos continuarán dominando el mercado mundial de instalaciones solares en 2020 a medida que los nuevos mercados emergentes en el sudeste de Asia, América Latina y Oriente Medio marquen su presencia en el mapa solar como centros de demanda. China, Estados Unidos, Europa e India continuarán siendo los principales mercados para los proveedores de módulos solares”.

Artículo original: periodicodelaenergia.com

Desde Electrygas Energía queremos abordar este tema teniendo en cuenta las dudas de algunos clientes y también debido a los cambios que van a experimentar las facturas de luz en el presente año 2020.

La CNMC tiene como objetivo adaptar las tarifas al panorama tecnológico y social actual en el Estado. Además, el organismo busca potenciar el autoconsumo de electricidad e impulsar el uso del vehículo eléctrico.

El BOE publica la circular de peajes de electricidad, aunque la nueva metodología no se aplicará previsiblemente hasta 2021.

Los grandes cambios previstos en la factura de la luz ya son oficiales, aunque no se aplicarán hasta dentro de unos meses. El Boletín Oficial del Estado ha publicado el 24 de enero de 2020 de la circular de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. Ello implicará un vuelco para el recibo eléctrico de los clientes domésticos, tanto para los clientes que tienen la tarifa regulada como para los que están en el mercado libre. Entre las principales novedades, introduce por primera vez una fórmula para contratar varias potencias (para usuarios con coche eléctrico) y trae cambios en las franjas horarias de las tarifas (habrá horas punta, llano y valle).

La circular entra en vigor después de su publicación, pero la metodología no se aplicará a los consumidores hasta el cálculo de los peajes del año que viene. Entretanto, seguirán en vigor los peajes de 2019, ya que el pasado mes de diciembre, el Gobierno decidió prorrogar para 2020 los peajes del año pasado, una prórroga que previsiblemente se prolongará todo el ejercicio.

¿A qué consumidores se aplicarán los cambios?

La CNMC explica que a los consumidores que están en el mercado regulado (PVPC, Precio Voluntario al Pequeño Consumidor) automáticamente se les aplicarán los nuevos periodos de discriminación horaria en los precios de la electricidad (horas punta, llano o valle). Para quienes estén en precio libre, cada cliente tendrá que estudiar con detalle los productos que le ofrezca la compañía eléctrica.

Consumo de electricidad de pequeños consumidores.

Uno de los grandes cambios está en las tarifas de acceso. Las seis tarifas actuales de los consumidores domésticos (2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS, 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS) pasarán a una sola, la 2.0 TD. Es decir, a partir de ahora, los suministros conectados en redes de tensión no superior a 1 kV con potencia contratada inferior o igual a 15 kW (incluye la mayoría de los clientes y prácticamente todos los hogares) tendrán el peaje 2.0 TD.

Dependiendo de la hora a la que se consuma la electricidad habrá diferentes precios. Para el peaje 2.0 TD, se establecen tres periodos de discriminación horaria: periodo 1 (punta), periodo 2 (llano) y periodo 3 (valle).  El más caro (hora punta) será por la mañana, entre 10 y las 14 horas y por la tarde noche entre las 18 y las 22 horas. El precio medio (hora llana) será por la mañana de 8 a 10, por la tarde de 14 a 18 y por la noche de 22 a 24 horas. El más barato (hora valle) será entre las 0 y las 8. Todos esos horarios se aplicarán en la Península, Islas Baleares y Canarias, según la CNMC. En Ceuta y en Melilla, los periodos empiezan y terminan una hora más tarde, excepto en el caso del periodo llano en el tramo de 23 a 24 horas.

Además, se consideran periodo valle los sábados, los domingos, el 6 de enero y los días festivos de ámbito nacional, definidos como tales en el calendario oficial del año. Se excluyen tanto los festivos sustituibles como los que no tienen fecha fija.

Contratar diferentes potencias.

Con el sistema actual, el cliente contrata una determinada potencia: 2.3 kW; 3.45 kW; 4.6 kW: 5.75 kW; 6.9 kW; 8.05 kW, etcétera. Cuando los cambios en la factura entren en vigor, el cliente podrá contratar distintas potencias para distintas horas.

Por defecto, el usuario tendrá la que utiliza normalmente, explica la CNMC en su blog. Pero si, por ejemplo, el cliente quiere cargar un coche eléctrico o necesita más potencia para algún uso concreto, podrá aumentar la potencia contratada entre las 0 y las 8 horas y en ese horario pagará mucho menos por ese término de potencia mayor.

Por otra parte, para el término de potencia (precio que el usuario paga por esta potencia) se aplicará una discriminación horaria de dos periodos, punta y valle. El periodo punta del término de potencia es de 8 a 0 (agrupa los periodos punta y llano de la discriminación horaria de la energía). El periodo valle de la discriminación horaria de la potencia será de 0 a 8 (se corresponden con el periodo valle (P3) de la discriminación horaria de tres periodos).

Exceso de potencia: Maxímetros para que no se interrumpa la electricidad.

Actualmente, los contadores inteligentes llevan incorporado un ICP (Interruptor de Control de Potencia), lo que supone que sí se interrumpirá el suministro si se sobrepasa la potencia contratada. Pero en el caso de que el cliente quiera evitar que el suministro se detenga, tendrá que instalar un maxímetro, (por ejemplo, en las comunidades de propietarios para que no se pare el ascensor o una familia que tiene en casa un enfermo con respiración asistida).

En caso de instalar maxímetro, la electricidad no se interrumpe y el cliente tendrá que vigilar la potencia que ha contratado para evitar subidas de la factura.  A partir de ahora, en el caso de que la potencia demandada sobrepase en cualquier periodo horario el 105% de la potencia contratada, esta energía se cobrará con un recargo, lo que podría disparar el recibo.

Los consumidores ¿pagarán más o menos en su factura?

Dependerá de cada cliente. La CNMC señaló el pasado mes de diciembre, cuando envió al consejo de Estado la circular, que como consecuencia de la nueva metodología de retribución de al transporte y distribución, los peajes de los consumidores “se reducirán por término medio el 5,6% respecto al ejercicio 2019”. No obstante, el organismo aseguró que el impacto será “diferente por colectivo de consumidores”.

Periodo transitorio.

Según recoge la norma, las empresas distribuidoras y comercializadoras adaptarán los equipos de medida, los sistemas de facturación y los contratos “antes del 1 de noviembre de 2020”. Por su parte, la CNMC adaptará los ficheros de intercambio de información entre distribuidores y comercializadores en el plazo de tres meses desde su publicación.

La circular establece que el consumidor tendrá derecho a adaptar las potencias contratadas por periodo horario a los periodos definidos en la circular sin coste alguno, independientemente de si hubiera realizado un cambio de potencia en los 12 meses anteriores.

¿Qué son los peajes eléctricos?

Los peajes que pagan todos los consumidores recogen una serie de costes del sistema y representan una parte importante de la factura de la luz (aproximadamente la mitad). Además de los peajes, el resto de la factura eléctrica la constituyen los impuestos (alrededor del 20%) y la energía consumida (entre el 30% y el 40%).

Los peajes recogen por un lado los costes de distribución y transporte del sistema. A ello se suman otros cargos (pagos relacionados con otros aspectos regulados del sistema), que hasta ahora se incluían como peajes, pero que la UE ha obligado a diferenciar. La aplicación de la circular de peajes será efectiva cuando el Ministerio para la Transición Ecológica publique los nuevos cargos que se aplicarán en la factura, ya que ambos (distribución y cargos) se tienen que aplicar simultáneamente en sustitución de la tarifa de acceso actual.

Artículo original: cincodias.elpais.com

La España peninsular logró el pasado sábado, 14 de diciembre, producir electricidad sin recurrir al carbón durante un día por primera vez, según los registros de Red Eléctrica (REE), que en su concepción actual abarcan hasta los años 90.

Fuentes de la empresa propietaria de la red de alta tensión y operador del sistema eléctrico confirman el dato y explican que, desde la puesta en servicio de la primera central de carbón en España, en 1949, se ha estado generando electricidad en el sistema peninsular recurriendo a esta tecnología, si bien, “dado que los datos disponibles desde entonces y hasta los 90 son anuales, no podemos confirmar con exactitud si algún día durante ese periodo” (por ejemplo, para tareas de mantenimiento de centrales) no se usó carbón.

La central térmica de Aboño II se apaga (previsiblemente por mantenimiento) y por primera vez en la historia el carbón deja de producir energía en España, el 13 de diciembre de 2019 a las 23.50 horas. Según los datos proporcionados por el operador del sistema, Red Eléctrica, lo ha hecho casi durante dos días seguidos. 10 minutos del viernes 13, todo el sábado 14 y hasta las 21.20 horas del día 15. Es decir, España ha estado 45 horas y media sin producir electricidad con carbón. Pero realmente no ha sido en todo el territorio nacional, únicamente en la España peninsular ya que en Baleares sí ha estado produciendo energía desde su central térmica.

En el conjunto del sistema eléctrico nacional, el pasado sábado sí se produjo una actividad residual del carbón: 5 gigavatios hora (GWh) aportados por esta tecnología en el sistema balear, donde este combustible sigue siendo la primera fuente de generación.

En lo que va de año, las centrales térmicas de carbón en España han producido un total de 10.604 GWh, el peor dato desde hace más de una década. Por hacer una comparación, la generación con carbón en 2018 fue de 33.597 GWh, por lo que de un año a otro la producción eléctrica desde las centrales térmicas ha caído un 68,4%.

Desplome del uso del carbón.

Las centrales térmicas de carbón son la fuente más contaminante de todas las que contribuyen al mix eléctrico nacional. Aunque está en declive y este 2019 se ha desplomado un 68% con respecto al año anterior, suponiendo ahora apenas el 5% de la cesta de generación. Entre las causas que explican esta caída, además de la mayor contribución de las renovables, están el alto precio del CO2 en el mercado europeo del carbono y el abaratamiento del gas natural, que han propiciado que sea más rentable recurrir a las centrales de ciclo combinado que a las de carbón.

En lo que va de año, los ciclos combinados se han convertido en la primera fuente de generación de electricidad en España, con el 21,6% del mix, por delante de la nuclear (21,4%) y la eólica (20,7%). En la primera quincena de diciembre, la eólica ha sido la primera fuente del sistema eléctrico nacional, con 3.119 GWh y el 26,2% del mix eléctrico, por delante de la nuclear (17,9%), hidráulica (17,3%) y ciclo combinado (16,6%)

Cierre de centrales.

El fin del carbón como fuente eléctrica en España parece además cada vez más cercano. Esta coyuntura está propiciando situaciones impensables hace unos años, como que Reino Unido lograse en mayo funcionar durante una semana completa sin recurrir al carbón por primera vez desde mediados del siglo XIX. Y es la clave que explica que Endesa anunciase en septiembre el cierre de las dos centrales térmicas en la Península que hasta entonces pretendía explotar más allá de 2020, las de As Pontes (A Coruña) y Litoral (Almería). Iberdrola y Naturgy, por su parte, lo han hecho anteriormente.

Cuando se lleven a cabo esos cierres, el parque de centrales de carbón quedará reducido a sólo tres centrales de los principales grupos energéticos españoles: las de Aboño y Soto de Ribera, en Asturias, propiedad de la portuguesa EDP, y la de Los Barrios, en Cádiz, de Viesgo.

Artículo original: eldiario.es

Como en meses anteriores ha sido la mayor producción de luz procedente de centrales renovables lo que ha provocado la caída de los precios. En noviembre, un 50,4% de esa producción ha sido ‘verde’, sobre todo de las eólicas (34%) y las hidroeléctricas (12%) gracias al mayor viento y a las lluvias acumuladas, según los últimos datos de Red Eléctrica.

• El viento ha generado este mes de noviembre un 58,7% más de electricidad que hace un año.
• Acapara el 33,8% de la producción eléctrica, compensa la reducción de nuclear, frena la entrada de los ciclos combinados de gas y, además, deja un saldo exportador en los intercambios internacionales con Francia.

El precio de la electricidad en el mercado mayorista en noviembre ha cerrado a 42,19 €/MWh. Esto supone un descenso del 10,56% con respecto al pasado mes de octubre y una reducción del 31,9% frente al precio que marcaba hace un año (61,97 €/MWh). El nivel actual es un 23,4% más bajo que la media de los últimos cinco años de su serie (55,06 €/MWh). Y, con el dato de noviembre, el POOL de los últimos doce meses se sitúa en 48,97 €/MWh.

Los hogares afrontan la recta final del año, y uno de los meses en los que más se resienten los bolsillos, con una importante caída en el precio de la electricidad, lo que también supone un ahorro energético para muchas empresas, motivado fundamentalmente por la sucesión de frentes temporales que han activado el uso de las centrales más baratas, como las eólicas y las hidroeléctricas. Noviembre ha cerrado con la factura más baja de los últimos 19 meses. Desde marzo del año pasado las familias no pagaban cantidades como las que sus compañías les van a pasar en los recibos los próximos días. Esta disminución del precio se debe principalmente al aumento de la producción eólica y bajos precios del gas.

“El precio de la luz en el mercado mayorista se ha reducido frente a octubre un 10,56% de media. En las horas valle, con mayor producción eólica, ha bajado un 18,6%. En cambio, en las horas punta solo ha descendido un 7%.”

Reducción de los costes del sistema

Los costes del sistema, englobados en los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y Servicio de Interrumpibilidad, se han reducido en noviembre un 9% respecto al mismo mes del año pasado, con una rebaja próxima a 0,45 €/MWh. El precio medio libre de comercialización en noviembre, que incluye los costes del sistema, se situó en 48,06 €/MWh, un 29,2% más bajo que el mismo mes del año anterior.

Desde el 1 de enero de 2019, los costes del sistema se han reducido 1,54 €/MWh, lo que supone un descenso del 21,23% sobre 2018.

Artículo original: grupo ase

Los días que abunda el viento, el precio de la luz baja. En octubre la producción eólica ha sido irregular y el precio de la electricidad ha subido un 12% respecto a septiembre, pero es un 27,5% más barato que hace un año. La explicación de esta importante reducción frente al año pasado está en los ciclos combinados de Gas: con su materia prima muy barata (-60% en un año), lideran el mix de generación (30%). Están ofertando un 55% más bajo que hace un año y son los más competitivos en octubre, con el precio de casación más bajo de todos. A futuro, las miradas se centran en la evolución del mercado del Gas.

El precio de la electricidad en el mercado mayorista ha cerrado octubre a 47,17 €/MWh. Un 12,02% por encima del cierre de septiembre, pero con una reducción del 27,5% respecto al que marcaba hace un año. Además, ese precio es un 15,7% más bajo que la media de los últimos cinco años de su serie (55,94 €/MWh). Con el dato de octubre, el pool de los últimos doce meses baja hasta los 51,69 €/MWh y es el sexto mes consecutivo que desciende, desde los 59,62 €/MWh de abril.

Gas, nuclear y viento producen el 70%

Los ciclos combinados (Gas) vuelven a liderar en octubre la producción de electricidad con casi un 28,7% del mix. La energía nuclear se coloca segunda, con un 22,7% y la tercera posición corresponde a la generación eólica (18,5%). De esta forma, solo estas tres tecnologías suman el 70% del mix de generación eléctrica. El otro 30% ha quedado muy repartido: la cogeneración alcanza el 12,4%, la hidráulica el 6,1% y la solar el 5,5%. El casi inexistente carbón, junto al resto de tecnologías, componen el otro 6%.

Nuestro parque de generación está muy diversificado, en comparación con otros países europeos, y debiera ser muy competitivo. Sin embargo y, aunque el mercado de emisiones de CO2 mantiene sus precios en torno a 25 €/ton, la rebaja de un 60% en el precio del gas ha colocado a los ciclos combinados en una posición ventajosa.

Si hace un año ofertaban a 66,8 €/MWh, ahora pueden ofrecer su producción por debajo de los 45 €/MWh (55% más barata), una cifra hasta ahora reservada a las renovables. Es más, en octubre los ciclos combinados han marcado el precio más bajo de todas las tecnologías, con 43,25 €/MWh, incluidas las renovables (43,78€/MWh).

Cuando la eólica alcanza el 35% del mix, reduce el precio de la electricidad en el POOL un 20%. Pero cuando el viento escasea, el Gas está ‘a sus anchas’ y el precio de la luz se mueve entre los 52 y los 55 €/MWh

Artículo original: grupo ase