La energía fotovoltaica confía en lograr «algunos cientos de megavatios» en la próxima subasta de potencia renovable del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, si bien para ello necesitará reglas que garanticen su capacidad para competir en igualdad de condiciones, indicó a Europa Press el director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), José Donoso.
La nueva subasta de renovables, la segunda de las realizadas hasta la fecha, permitirá instalar alrededor de 1.000 nuevos megavatios y, como novedad, incorporará el principio de neutralidad tecnológica, en el que por primera vez las distintas tecnologías podrán competir entre ellas.
«No nos preocupa que la subasta sea tecnológicamente neutral, siempre y cuando haya una neutralidad de verdad», afirmó Donoso, quien recordó la existencia de proyectos fotovoltaicos en España dispuestos a cobrar únicamente el precio del ‘pool’.
«Las instalaciones ya son muy competitivas y pensamos que hay espacio para todas», indicó. UNEF destaca los últimos resultados de la fotovoltaica en concursos como los de México o Chile, en los que ha ofrecido precios especialmente competitivos, y valora positivamente que esta tecnología ya pueda participar en las subastas de Industria, después de quedar «discriminada» en la primera puja sin que «nadie explicara por qué». En el caso español, la competitividad de los proyectos dependerá en buena medida de su localización.
En el Norte, la eólica puede encontrar ubicaciones que permitan producir 3.500 horas al año, pero el nivel de recursos natural cambia mucho «de Madrid para abajo», y es en estas zonas donde la fotovoltaica puede despuntar. Esta tecnología cuenta además entre sus ventajas con periodos de maduración más cortos, de dos años frente a los siete u ocho años de la eólica, si bien en la actualidad parte de su competitividad depende de otros factores como el acceso a la financiación barata, indicó el director general de
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UNEF. LA EÓLICA: «TODAVÍA SOMOS LA MÁS BARATA»
«Todavía somos la tecnología más barata», afirman por su parte a Europa Press en fuentes de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), cuyas empresas confían en llevarse el mayor número de megavatios en la subasta, por su competitividad y porque los proyectos estancados tras el «parón» de 2012 rondan los 9.000 MW. «Los proyectos están en diferentes fases y hay muchos que ya han renunciado», precisan desde la asociación.
La AEE asegura que en el sector eólico existe un «gran interés» por la nueva subasta y, a pesar de los buenos resultados de la fotovoltaica en América, «los costes son muy diferentes por países». «El reto es conseguir en España que se hagan proyectos a un coste asumible, sin descuentos brutales, y todo el mundo anda en ello», indican las fuentes.
La AEE esgrime datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), la agencia internacional de renovables Irena y la Comisión Europea que muestran que la eólica, tras su expansión a escala global y las mejoras tecnológicas, es junto a la hidráulica la tecnología más competitiva para más instalaciones, incluso por delante de las fósiles convencionales y sin necesidades de contar los costes en emisiones de CO2 que estas últimas provocan.
EN 2025, A LA PAR
Para comparar las tecnologías de generación, se utiliza el concepto de coste armonizado, o LCOE por sus siglas en inglés, en el que se incluyen factores como la inversión inicial (Capex), la vida útil de la instalación, los costes financieros, los costes de operación y mantenimiento, y la energía global producida en un año. Según Irena, el LCOE de la fotovoltaica en 2015 está en 130 dólares por megavatio hora (MWh), frente a los 70 de la eólica terrestre, los 180 de la eólica marina y los hasta 190 de la termosolar.
Sin embargo, la fotovoltaico reducirá este coste un 59% hasta 2025 y lo situará en 60 dólares, muy cerca de la eólica terrestre, que lo habrá reducido un 26%, hasta 50 dólares. La termosolar marcará al final de ese periodo hasta 120 dólares de coste.
REIVINDICACIONES PARA LAS SUBASTAS
Tanto UNEF como la AEE encuentran elementos de mejora en las subastas de renovables. La primera discrepa del mecanismo marginalista actual, que puede provocar sobrerretribuciones y movimientos especulativos, y aboga por que cada adjudicatario reciba su precio ofertado, conforme a un modelo de ‘pay as bid’.
También defiende que las adjudicaciones, en vez de realizarse a partir del coste de inversión, se asignen a partir de un precio por kilovatio hora ofertado. En vez de un precio variable indeterminado, reclama un precio de coste fijo, al tiempo que aboga por la existencia de un procedimiento de precalificación. Para la AEE, resulta necesaria también una fase de precalificación, así como la existencia de un calendario de subastas hasta 2020 que ofrezca una senda para el sector, que en el caso de la eólica debería poder instalar 6.400 MW hasta 2020.
Fuente: Medio Ambiente.
¿Cómo se contempla la intermitencia de las distintas fuentes para estimar un costo “armonizado”? ¿Quién se hace cargo de los costos para abastecer los peak diarios o estacionales de consumo? ¿No deberían incluir estas consideraciones los criterios de armonización?
Hasta donde se conoce nunca se ha tenido en cuenta esto. Y es cierto que debería ser tenido en cuenta. No para desalentar la instalación de energías renovables, que sin duda son altamente variables pero van a seguir existiendo cuando el petróleo se termine, aunque para esto pasen 100 años.
No solo son altamente variables. Esa variabilidad no guarda ninguna relación con la demanda. Muchas veces no están disponibles cuando más se las necesita.
Este problema hasta ahora se ha resuelto agregando potencia térmica de respaldo. Es una mala solución. Hay que empezar a tomar en serio el tema de la acumulación de energía.
Cuando el gas y el petróleo empiecen a subir el respaldo será muy costoso. Y es razonable pensar que falta poco para eso. Ya se está terminando de diluir el exceso de producción y los precios volverán a subir.
La comparación para armonizarlas es difícil de hacer. Y no solo para eólica y solar. Porque la comparación varía constantemente con la forma de uso. Las nucleares requieren trabajar en un régimen relativamente constante. Eso les da el privilegio de una alta entrega de energía con respecto a su potencia instalada, que en definitiva diluye los costos de la mayor inversión al permitirle factores de planta muy altos.
Las eólicas, solares e hidráulicas tienen en la mayoría de los casos factores de planta mucho más bajos, y la disponibilidad depende de circunstancias que no podemos manejar. Pero se las toma como prioritarias si se dispone de energía y el consumo lo requiere. Pero al ser altamente variables las dos primeras su entrada en servicio en proporciones altas ponen en riesgo de blackout a todo el sistema eléctrico.
No creo que exista un criterio consensuado y tampoco que existan las herramientas para aprovecharlas bien. Se intenta que una parte del sistema entregue toda la energía posible porque la energía del viento o del sol no tiene costo, pero entrega con los ojos vendados, sin mirar como varía la demanda.
La forma racional de actuar sería crear sistemas de acumulación. No hay estudios serios sobre esto. Casi seguramente el aprovechamiento de los embalses ya existentes para hacer bombeo inverso a partir de las energías renovables tendrá costos de inversión parecidos a los de las térmicas. Pero tendrá mucho máyor vida útil que las térmicas, mucho mayor velocidad de arranque, un perfecto control de la entrega de energía y permitirán un mucho mejor aprovechamiento de las renovables.
Recordemos que los países intentan llegar al 20% de la generación eléctrica con renovables. Pero la generación eléctrica solo representa el 30% de la energía que usamos.
Todavía hay mucho para desarrollar. En el resto de los usos todavía se ha hecho muy poco. Se necesitará mucho tiempo, mucho desarrollo tecnológico y mucho dinero.
Buenas tardes, soy abogado y estoy interesado en el tema. Por favor alguien podría explicarme de manera didáctica como funciona el mecanismo de subasta de potencia? Muchas Gracias.