Red Eléctrica de España (REE) y la francesa Réseau de Transport d’Électricité (RTE) han asignado la capacidad de intercambio de electricidad para 2017, una operación que genera unos ingresos por valor de 57,3 millones de euros, según informa Europa Press.
Este importe es un 26,6% inferior a los 78,8 millones de euros correspondientes a la adjudicación de la capacidad de intercambio eléctrico entre ambos países para el ejercicio 2016.
La mitad de estos ingresos generados para el próximo año, 28,6 millones de euros y que corresponden a España, se destinarán a la reducción de los costes regulados del sistema eléctrico español, según ha señalado REE en un comunicado.
En el sentido España-Francia, se ofrecieron y asignaron 700 megavatios (MW),estableciéndose un precio resultante de 2,46 euros/MW y obteniendo capacidad 15 de los 38 agentes participantes.
Por su parte, en el sentido Francia-España, se ofrecieron 700 MW y se asignaron 699 MW, con un precio resultante de 8,10 euros/MW, habiendo obtenido capacidad 12 de los 34 agentes participantes.
El número de participantes en esta subasta anual para 2017 ha duplicado prácticamente la participación registrada en la subasta anual del año anterior. La subasta para 2017 permite a los agentes acreditados obtener el derecho a utilizar la capacidad de intercambio disponible entre ambos sistemas eléctricos, mediante la presentación de ofertas en todas y cada una de las horas del año.
En 2016, la capacidad horaria de intercambio eléctrico entre España y Francia alcanzó valores de hasta 3.100 MW y 3.500 MW, en la dirección de España a Francia y de Francia a España, respectivamente.
Pequeños pasos para que España deje de ser una isla energética y que van encaminados a los planes de la Comisión Europea para mejorar las interconexiones a través de los Pirineos.
La agencia de empleo alemana ZAG Personal & Perspektiven ha publicado una oferta de trabajo en la red Eures para profesionales de electricidad y electrónica cuyo proceso de selección se desarrollará en Sevilla, según ha recogido la Junta de Andalucía en su web.
Las personas interesadas deben tener titulación de formación profesional en alguna de las dos ramas y no es necesario tener conocimiento de alemán puesto que los 36 elegidos deberán realizar en Sevilla un curso previo y gratuito de este idioma antes de viajar a Alemania para ocupar el empleo.
Si te interesa esta propuesta, tienes de plazo para presentar tu candidatura hasta el próximo 8 de enero finales del mes de enero con el envío de tu currículum vitae a empleo@zag.de . También se realizará una sesión informativa en Sevilla, en la que la agencia ZAG Personal & Perspektiven presentará todas las características del proyecto y se recogerán los currículum vitae de las personas interesadas. Posteriormente, tendrá lugar el proceso de entrevistas que serán tanto presenciales como por Skype. [Solicita información sobre cursos de formación profesional]
La agencia de empleo ofrece:
los servicios de los trabajadores a empresas alemanas por un periodo mínimo de dieciocho meses, pudiendo ser desarrollados en varias empresas durante este periodo;
el coste del primer vuelo a Alemania y de los dos primeros meses de alojamiento en pisos compartidos;
se garantiza un salario fijo mensual, se realicen el total de horas trabajadas mensuales o no; en caso de realizar horas extras durante un mes y al mes siguiente no llegar a trabajar el computo total de horas mensuales, podrán ser compensadas en el mes en curso;
hasta alcanzar el grado necesario en el idioma para cada ocupación, se pueden realizar trabajos de menor cualificación y de otro sector;
Si quieres más información, puedes leer las convocatorias de empleo específicas en estos dos enlaces:
El estándar de construcción diseñado a finales de los ochenta en Alemania consigue, mediante el aislamiento, que el consumo de energía se limite a la mínima expresión.
La casa de Alejandro y Esther no es como las demás. Hay razones obvias desde el exterior: se trata de un chalet en Rivas (Madrid) con 300 metros cuadrados construidos, pocas ventanas y un jardín con piscina que firmaría —casi— cualquier español. Las sensaciones, por dentro, son extrañas. Se echan en falta pequeños detalles de las demás casas: que la temperatura varíe en cada habitación, una corriente de aire o el constante runrún de los coches en la calle. Incluso los radiadores. En la casa de Alejandro y Esther siempre hay silencio a 24 grados centígrados: «Cuando llueve nos enteramos por la ventana, ni siquiera se escuchan las gotas al caer», dice Esther, divertida. La casa de Alejandro y Esther no es como las demás porque es una de las primeras casas pasivas de España.
La casa de Alejandro y Esther no es como las demás. Hay razones obvias desde el exterior: se trata de un chalet en Rivas (Madrid) con 300 metros cuadrados construidos, pocas ventanas y un jardín con piscina que firmaría —casi— cualquier español. Las sensaciones, por dentro, son extrañas. Se echan en falta pequeños detalles de las demás casas: que la temperatura varíe en cada habitación, una corriente de aire o el constante runrún de los coches en la calle. Incluso los radiadores. En la casa de Alejandro y Esther siempre hay silencio a 24 grados centígrados: «Cuando llueve nos enteramos por la ventana, ni siquiera se escuchan las gotas al caer», dice Esther, divertida. La casa de Alejandro y Esther no es como las demás porque es una de las primeras casas pasivas de España.
Por qué una bomba de calor es el sistema de calefacción más eficiente
Aunque no es muy conocido ni utilizado en España, el sistema de la bomba de calor hace que su consumo de energía sea reducido en comparación con su rendimiento
El concepto de casa pasiva nace a finales de los setenta como un tipo de construcción enfocada a la eficiencia energética. El objetivo es simple: reducir al mínimo en consumo energético por medio de medidas pasivas, como el aislamiento o la orientación del edificio, para mantener en el interior una temperatura confortable sin necesidad de calefacción o aire acondicionado. La casa pasiva se materializó en varios prototipos hasta que, entrados los ochenta, los doctores Bo Adamson y Wolfgang Feist postularon unos estándares de construcción que, a la postre, serían las bases sobre las que pivota el Passivhaus Institute, entidad certificadora a nivel internacional de las casas pasivas.
Alejandro y Esther tenían un terreno en Rivas, un presupuesto y la ilusión de construir una casa donde vivir con sus tres hijos. Acudieron al estudio del arquitecto David Marsinyach sin saber qué era una casa pasiva y terminaron viviendo en una enorme construcción de madera sin radiadores. «Entraba dentro de nuestro presupuesto, tuvimos la oportunidad de diseñarla y, claro, también importaba el ahorro energético», explica Alejandro. La familia paga 82 euros de factura energética en diciembre mientras que sus vecinos, solo en calefacción, se dejan en torno a 300 euros. Los fabricantes de casas pasivas estiman un sobrecoste de entre el 2% y el 6% en construcciones que cumplan los estándares ‘passivhaus’, que se amortizarían en un plazo máximo de siete años con la factura de la luz. En el caso de las construcciones de madera se abaratan los costes en general, como sucede con la casa de Alejandro y Esther que, nueva, sale más barata que el mercado de segunda mano.
La clave de las casas pasivas es el aislamiento. El Passivhaus Institut provee un ‘software’ a los arquitectos, llamado PHPP, que marca las pautas de construcción para cada proyecto: que si un triple acristalamiento aquí, que si forra ese tabique con vidrio celular, cuidado con ese puente térmico, recuerda que no es lo mismo tener árboles de hoja caduca que perenne alrededor de la casa. «En realidad, el programa te lo da todo hecho, luego hay que conseguir que la obra se ejecute con ese nivel de excelencia, y no es fácil, créeme», dice Marsinyach entre risas.
Durante la certificación el arquitecto trabaja con un inspector del Institut durante toda la construcción para asegurarse de que se cumple con el manual (PDF). «Si se nos ocurre alguna solución alternativa tenemos que enviarla a Alemania para que la estudien. Una vez que la aprueban, entra en el manual», dice Marsinyach, orgulloso de aportar un sistema de calentamiento de agua de bajo consumo al movimiento passivhaus. Es la única medida activa de la casa junto al sistema de ventilación, en constante funcionamiento, que saca el aire viciado y lo renueva constantemente. En el tránsito, detalla Marsinyach, el aire caliente templa el frío que llega de la calle, logrando no solo climatizar la casa, sino evitar la entrada de impurezas. «No hay polvo en los muebles», afirma Alejandro.
Para obtener el certificado del Passivhaus Institut, además de pagar una cifra en torno a 3.000 euros, hay que pasar el temido Blower Test. «Se trata de ubicar un gran ventilador en la puerta de la casa y, con una cámara térmica, los inspectores vigilan que no haya pérdidas de calor. Para que te hagas una idea, el aire de una casa normal, con todo cerrado, se renueva seis veces diarias por las pérdidas. A nosotros nos permiten un máximo de 0,6 ventilaciones por día», afirma Marsinyach. Hay otros tres requisitos técnicos: que las demandas de calefacción y refrigeración sean inferiores a 15 kWh/(m²a) y la de energía primaria baje de 120 kWh/(m²a). Una casa normal consume en torno al 90% más.
«¿Sabes lo que es raro? No poder abrir las ventanas. En verano, cuando están los niños en la piscina, se nos hace extraño mantener la puerta cerrada», dice Esther. «Yo se lo dejé muy claro desde el principio: puedes abrir las ventanas cuando quieras, pero estás perdiendo dinero», le responde el arquitecto. El pasado verano, en plena ola de calor, el matrimonio reconoce que las medidas pasivas se desbordaron y que sudaron como el resto de mortales; ahora valoran incluir una ventana en la parte superior de la casa para dejar que el calor escape en verano.
La casa de Alejandro y Esther es uno de los últimos ejemplos de una tendencia creciente en España. Desde 2011 los arquitectos especializados han notado un aumento en el interés de sus clientes por este tipo de construcción. Lo achacan al repunte de la factura energética, a los últimos coletazos de la crisis e incluso a que obtener el certificado es una inversión, ya que los planes de construcción nacionales apuntan en la misma dirección —aislamientos, hermeticidad, aprovechamiento de la energía— y en algunas ciudades europeas como Bruselas es obligatorio construir bajo estos estándares desde 2012. En Alemania, cientos de pequeños municipios vigilan los aislamientos bajo los criterios del doctor Feist.
Un estándar en Alemania e Inglaterra
A diferencia de países como Alemania, Francia o Inglaterra, que cuentan con cientos de edificios certificados, en España apenas superamos la veintena. Todo obra privada excepto algunos proyectos piloto que el Gobierno vasco ha constituido en VPO: «El modelo de edificio pasivo es perfecto para grandes edificios de oficinas y viviendas de protección oficial, porque permite que sus inquilinos, que en principio no tienen grandes recursos económicos, se liberen de los gastos de electricidad. Además es mucho más eficiente y ecológico; yo he conocido promociones de 1.000 VPO en Vallecas que compartían sistema de calefacción y no se podían encender hasta que se llenasen todas las casas», lamenta Marsinyach. En Bilbao, haciendo gala de su naturaleza grandilocuente, podrán presumir el próximo año del edificio pasivo más grande del mundo, que contará con 108 viviendas protegidas y 63 sociales.
Uno de los osbtáculos a los que se enfrentan los estándares de casa pasiva es que solo certifican a las nuevas construcciones, lo que circunscribe el potencial de clientes a los que pueden permitirse la creación de una casa unifamiliar. «Lamentablemente uno no puede aislar solo su piso, tiene que hacerlo todo el edificio, y entonces no será considerado Passivhaus, sino EnerPHit, que es un certificado para rehabilitaciones», advierte Daniel Diedrich, otro arquitecto que se especializó en la materia en lo más riguroso de la crisis.
Diedrich está a punto de entregar las llaves de una casa pasiva en la que ha ido más allá de los estándares: mediante unos paneles solares en el techo aspira a que la casa no solo sea autosuficiente sino que, ante el inminente cambio de la legislación en autoconsumo, sus inquilinos puedan vender el excedente a Iberdrola. «La casa está preparada para cuando caiga el impuesto al sol. Tiene un contador de electricidad reversible que, cuando generas más electricidad de la que consumes, descuenta gasto», asegura Diedrich. Según su versión, en el peor de los escenarios el ahorro energético corresponde a un 80%.
Diedrich presume de que la nueva construcción, llamada Titania y ubicada en la calle Arturo Soria (Madrid), será certificada como la primera Passivhaus Plus de España, ya que genera más energía de la que consume. «Con 3.000 vatios —el consumo de un calefactor eléctrico— conseguimos climatizar 180 metros cuadrados a base de hacer como los ingenieros de la Fórmula 1: preocuparnos por el detalle para pulir centésimas», dice el arquitecto. Existe una última categoría, la Passivhaus Premium, que corresponde a edificios cuya producción de energía renovable casi duplica a su consumo.
Diedrich ha utilizado un sistema de ventilación basado en la aerotermia, similar al de Marsinyach en Rivas, que suple las necesidades de calefacción. También como Marsinyach, Diedrich ha detectado que la arquitectura ‘passivhaus’ sufre con el estío español: «Es mucho más difícil mantener la temperatura en verano que en invierno; ten en cuenta que los electrodomésticos, y los seres humanos, somos fuentes de calor, pero no hay ninguna de frío. Y tampoco podemos negar que el estándar de casa pasiva se diseñó en Alemania, que es un país de clima frío», argumenta Diedrich. «Cuando en la calle hay 38 grados, poco se puede hacer», apunta Marsinyach.
Puedes abrir las ventanas cuando quieras, pero tienes que comprender que estás perdiendo dineroEn un momento en el que el interés de los españoles por abaratar la factura energética converge con las normativas comunitarias y nacionales en materia de construcción, las casas pasivas surgen como una opción cada vez más habitual. Según los expertos, el sector se enfrenta a dos retos. El primero pasa por conseguir mano de obra especializada, familiarizada con los nuevos materiales: «Nos cuesta mucho encontrar a profesionales. Necesitamos gente que conozca los materiales y sepa cómo construir según los estándares de Passivhaus, y hay muy, muy pocos perfiles así en España», advierte Marsinyach.
Por su parte Diedrich señala que la clave es concienciar a la sociedad: «Tiene que cambiar nuestra mentalidad, tenemos que comprender que cuando perdemos calor por una ventana, perdemos dinero en realidad. No hay cultura de aislamiento en España. Yo comparo nuestros edificios con las cafeteras: son todos jarras de cristal que se calientan constantemente con una resistencia cuando deberían ser termos».
El recargo por energía reactiva supone un coste medio anual de 240 euros
A. García – Domingo, 11 de Diciembre de 2016 – Actualizado a las 06:04h
BILBAO – Los problemas de las empresas vascas con la energía no solo pasan por los elevados precios de las tarifas que soportan. Las pequeñas y medianas empresas y autónomos vascos pagan anualmente cerca de 11 millones de euros en concepto de “penalización por una luz que no consumen”, a través del recargo por la energía reactiva, según los datos de un informe elaborado por la compañía comercializadora de energía Unieléctrica.
El estudio indica que las pymes que operan en Euskadi generalmente utilizan contratos 3.0A y 3.1A, modalidades en las que se contabilizan 46.008 contratos en Euskadi en función de las cifras que manejaba la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia del tercer semestre.
Estas empresas, explica Unieléctrica, están pagando en concepto de penalización por la energía reactiva en torno a 920.000 euros al mes, lo que supone unos 11,04 millones de euros al año, “tomando como media un modesto negocio de hostelería que utilice, por ejemplo, tres refrigeradores y dos hornos-cocina, un par de ellos de cierta antigüedad y por tanto poco eficientes, que le acarrearía una penalización mensual en torno a 20 euros”. El impacto anual en ese caso asciende a 240 euros, que es justo la media anual por empresa del gasto generado.
Según recordó la empresa en un comunicado, la energía reactiva, “una carga que vuelve a la red tras la puesta en marcha de dispositivos electromecánicos” y que “no da beneficio alguno al cliente y perjudica al sistema eléctrico”, tiene una “importante penalización” desde el año 2010.
En función del estudio que ha elaborado, en el conjunto del Estado, la penalización se eleva a 16,62 millones mensuales, unos 200 millones de euros cada año.
impacto por territorio Dentro de Euskadi, las penalizaciones por energía reactiva a las pymes y autónomos supondrían anualmente a los 8.463 contratos 3.0A y 3.1A de Araba unos 2,03 millones de euros, 4,09 millones de euros para los 17.057 contratos de Gipuzkoa y para los 20.488 contratos de Bizkaia unos 4,92 millones de euros al año.
El director gerente de Unieléctrica, Diego Montes, explicó a través del comunicado que, entre las medidas que pueden tomar las empresas para paliar esta penalización, se encuentran modernizar la maquinaria o instalar condensadores.
Las centrales renovables tienen un punto débil: en general, cuando el viento deja de soplar y el sol no sale, dejan de producir electricidad. ¿Se puede almacenar eficazmente la energía que se produce en el momento de mayor actividad para poder utilizarla cuando la necesitemos?
El problema es que acumular electricidad no es tan fácil cuando se trata de cantidades de energía importantes. En la actualidad, alrededor del 95 % de estos sistemas se basan en la tecnología de las centrales hidroeléctricas reversibles o de bombeo. Las centrales hidroeléctricas constan de dos embalses situados a distintas alturas.
Cuando la demanda de electricidad es alta, la central deja pasar el agua desde el embalse superior al inferior a través de las turbinas, generando electricidad, y aprovecha los ciclos de baja demanda para bombear el agua de vuelta al embalse superior. A pesar de eso, su construcción degrada el entorno además de estar limitada por la orografía del terreno
Se podría sostener un método válido para almacenar la energía del aire. En el momento en que hay mayor cantidad de energía se podría comprimir y guardar bajo presión en recipientes o cuevas hasta que la necesitemos. Después se debería extraer y pasarlo por turbinas.
El incoveniente es aportar calor al aire, ya que se debe quemar gas natural, que contamina. ¿Y qué pasa cuando lo que tenemos es un campo de helióstatos, esto es, un conjunto de espejos apuntando a una gran caja negra? En este caso es posible aplicar los principios del almacenamiento termoquímico de energía, una tecnología en la que España es pionera.
En la actualidad se trabaja en imanes superconductores capaces de liberar la energía casi al instante y de soportar infinitos ciclos de carga y descarga, o módulos de energía gravitacional que utilizan el mismo principio que las centrales hidroeléctricas reversibles pero con masas sólidas… Se trata de un punto clave para las renovables, que, sin duda, van a requerir sistemas baratos, fiables y masivos.
¿Es posible integrar la energía eólica en el paisaje urbano y no solamente en áreas remotas sin acceso a la electricidad tradicional? Esto es precisamente lo que pretende la empresa francesa ‘New Wind‘ con su aerogenerador en forma de árbol denominado ‘L`Abre a Vent’ (Viento del árbol). Un árbol artificial que gracias a su forma y su tamaño de unos tres metros de alto se camufla entre los árboles de la ciudad y aprovecha las pequeñas corrientes de aire.
Sus hojas de plástico verde, denominadas Aeroleaf, son en realidad pequeñas turbinas eólicas dependientes de un tronco de acero que funcionan como una red local de pequeños aerogeneradores silenciosos. Éstos aprovechan la más mínima brisa de aire, llegando a producir energía con vientos inferiores a los dos metros por segundo. Una cifra relevante, ya que el destino de estos árboles artificiales es el entorno urbano, un lugar en que los edificios disminuyen la velocidad del viento y éste cambia de dirección constantemente.
La idea se me ocurrió en una plaza donde veía las hojas de los árboles mecerse pese a que no había una brizna de viento, asegura Jérôme Michaud-Larivière, fundador de la empresa parisina NewWind y comercializadora del ‘árbol del viento’.
Ante esta situación, decidió apostar por las pequeñas corrientes de aire que circulan en las ciudades, entre los edificios y las calles, a fin de alimentar con electricidad a las farolas LED o una estación de recarga de coches.
De este modo, un árbol de viento puede llegar a generar energía durante 280 días al año, apunta su creador francés, Jérôme Michaud-Larivière; estimando la suma total de producción energética de sus turbinas en 3,1 KW.
Así, sus turbinas verticales con forma cónica y una pequeña masa, generan electricidad suficiente para iluminar más de una decena de farolas, suministrar la electricidad que necesita un coche eléctrico para recorrer 15.000 kilómetros o proporcionar el 83% de la potencia eléctrica promedio de una vivienda en Francia.
Además, gracias a esta forma de generación de energía eléctrica, con un solo árbol, se evita la emisión de 3,2 toneladas de CO2 a la atmósfera.
Este ‘árbol’ podría por tanto instalarse en las ciudades para suministrar energía gratuita y 100% limpia. París decidió apostar por este tipo de generador de electricidad en la Plaza de la Concordia en 2015 a modo de exposición y laboratorio, coincidiendo con ser el primer enclave parisino al que llegó el alumbrado público. A día de hoy podemos encontrarlo en las calles de Francia, Alemania o Suiza.
Para la mayoría de los residentes de África subsahariana, la puesta del Sol les sumerge en un mundo de oscuridad. Pero recientemente los habitantes de zonas sin electricidad están aprovechándose de una alternativa a las tradicionales conexiones eléctricas que podría ayudar a resolver el problema energético de África. Se trata de los sistemas solares domésticos fuera de red, que electrifican las casas con un panel colocado sobre el tejado y conectado a una batería.
Aunque la tecnología no es nueva, cada vez es más popular en la región, gracias a un marcado descenso en el coste de los paneles fotovoltáicos y la creciente eficiencia de las luces LED y los electrodomésticos. Más de una docena de empresas que ofrecen estos sistemas bajo un modelo de pago por uso operan ahora en África.
Los defensores sostienen que la energía solar residencial de pago por uso tiene importantes ventajas frente a otras opciones. Estos sistemas pueden ser desplegados inmediatamente y no llenan las habitaciones de humo como las lámparas de queroseno (tales lámparas aún se usan mucho en dos terceras partes de los domicilios subsaharianos sin electricidad). También son inmunes a los cortes de electricidad que a menudo plagan a los que disponen de una conexión a la red eléctrica.
Además, son económicos. En Kenia, la compañía energética nacional cobra unos 140 euros a los clientes por una nueva conexión, y el coste de las facturas mensuales es hasta 10 veces mayor. Por el contrario, los sistemas fuera de la red proporcionan electricidad sin cuota mensual una vez que se haya saldado la inversión inicial.
El operador solar fuera de red más grande de la región, M-Kopa, ha vendido más de 400.000 sistemas en Kenia, Tanzania y Uganda desde su lanzamiento en 2011. Según su CEO, Jesse Moore, esta cifra podría alcanzar los cuatro millones durante los próximos cinco años.
Foto: La tienda de M-Kopa shop enEldoret, Kenia. Crédito: M-Kopa.
El sistema básico de M-Kopa, que incluye un panel solar de ocho vatios, una batería de iones de litio de seis voltios, dos bombillas LED, una estación de carga para teléfono móvil, una linterna y una radio, cuesta unos 200 euros a pagar durante el transcurso de un año, sólo 60 euros más de lo que paga el típico hogar en queroseno, baterías, la carga de móviles y velas.
Hoy, los mercados más activos se encuentran al este de África, donde la penetración del dinero móvil es más alta y los pagos móviles han ayudado a impulsar un rápido crecimiento. El consultor del Banco Mundial Ian Muir, especializado en sistemas de energía fuera de red en la región, dice que la adopción se acelerará en varios mercados africanos a medida que el ecosistema de pagos móviles se amplíe y los gobiernos se den cuenta de que estos sistemas pueden impulsar rápidamente la electrificación rural y a un coste relativamente bajo. Los nacientes mercados de especial interés incluyen Nigeria y Etiopía, los dos países más poblados de África.
En la región del Valle del Rift de Kenia, Tegla Keter acaba de convertirse en cliente de M-Kopa. Durante los seis años que han transcurrido desde que construyó su acogedora casa de dos habitaciones, la secretaria de instituto de 38 años de edad ha estado esperando una conexión a la red energética nacional. Pero su casa, que se encuentra en un camino de tierra y rodeada por campos de maíz, está demasiado lejos del transformador más próximo, y el Gobierno ha desatendido durante mucho tiempo la construcción de otro transformador en una zona tan escasamente poblada.
Por la salud de sus hijos, hace mucho que dejó de utilizar lámparas de queroseno. Durante un tiempo sus hijos, de 12 y 9 años de edad, utilizaban una lámpara solar para estudiar por las noches, pero su luz era bastante escasa y se iba atenuando cada vez más durante su uso.
Bajo el consejo de un vecino, Keter cogió un autobús hasta Eldoret, la ciudad más próxima, donde M-Kopa vende sus sistemas solares domésticos desde el aparcamiento de una gasolinera. En la tienda de la empresa, construida a partir de un contenedor de envíos, un comercial le vendió el M-Kopa 400, el paquete más grande de 20 vatios, que incluye una televisión de pantalla plana. Al coste inicial de unos 75 euros, le seguirían pagos durante un año, efectuados mediante móvil, de 1,2 euros diarios.
A pesar de unos años de fuerte crecimiento económico, el número de africanos en la situación de Keter sigue aumentando mientras el crecimiento de la población supera el ritmo de nuevas conexiones. A excepción de Sudáfrica, la suma de la capacidad de generación de los 48 países subsaharianos es de menos de 40 gigavatios, una cifra similar a la de Polonia.
Parece una gran oportunidad para la industria solar fuera de red, que a pesar de su crecimiento aún no ha alcanzado la masa crítica de hogares con la que generará beneficios.
En la industria hay varios competidores, incluidos los sorteos caritativos de productos similares. En agosto, la empresa canadiense Sky Power, un principal inversor del sector solar conectado a la red de Kenia, donó el primero de lo que afirma que serán dos millones de sistemas solares residenciales a kenianos «de la parte inferior de la cadena energética».
El Gobierno keniano también está priorizando la expansión de la red a pesar del coste, y tiene intención de conectar al 70% de los ciudadanos para finales de 2017 con el apoyo del Banco Mundial, el Banco de Desarrollo Africano y otros donantes. El proyecto está dirigido a 472.000 hogares fuera de red pero dentro del alcance de transformadores existentes. Las zonas más remotas podrían incorporar minirredes como las versiones solares que la empresa estadounidense Powerhive, la primera energética privada autorizada para comercializar electricidad en Kenia ha anunciado planes de empezar a construir en 100 aldeas kenianas en colaboración con Enel Green Power de Italia.
Foto: Deberes a la luz de una bombilla LED alimentada por energía solar. Crédito: M-Kopa.
Las limitaciones tecnológicas también son un problema. Aunque los sistemas fuera de red se han vuelto cada vez más potentes, su rendimiento aún resulta demasiado limitado para electrodomésticos como neveras, planchas y ventiladores, cosas que muchos africanos rurales ansían tener. Moore de M-Kopa dice que el desarrollo de nuevos electrodomésticos compatibles con estos sistemas forman parte de los planes de la empresa: las neveras, afirma, son «el próximo producto rompedor» de la industria, seguido por ventiladores y tal vez hasta unidades de aire acondicionado.
A pesar de los retos, los inversores se muestran entusiastas respecto a los actores solares africanos de fuera de red, y las financiaciones están llegando tanto de inversores de capital riesgo como de fondos atraídos por el impacto social y medioambiental del sector, y también de algunas subvenciones y préstamos concedidos por fundaciones caritativas y fondos de desarrollo internacionales. Generation Investment Management, la empresa de Londres (Reino Unido) fundada por el antiguo vicepresidente estadounidense Al Gore, por ejemplo, dirigió una ronda de equidad para M-Kopa de casi 18 millones de euros en diciembre del año pasado.
Para sostenerse sin ayudas externas, la industria primero tendrá que convencer a los bancos locales para que estén más dispuestos a presar dinero para escalar sus negocios, según Muir del Banco Mundial. Hasta ahora, este grupo ha enfrentado el sector con precaución, en parte porque el modelo de pago por uso conlleva préstamos para clientes que suelen ofrecer pocas garantías.
Pero para personas como Keter, contenta con sus luces nuevas, la inversión desde luego merece la pena. Las bombillas LED de su sistema han resuelto su preocupación más urgente: que sus hijos puedan hacer sus deberes. Aunque ha introducido un reto nuevo a su hogar, uno bien conocido en el mundo más conectado: limitar el tiempo que los niños pasan delante de la tele.
Via: Jonathan W. Rosen es un periodista especializado en África. Es un periodista becado de la Fundación Alicia Patterson de 2016.
Riccardo Amoroso, director de Innovación de Enel Green Power y vicepresidente deSolarPower Europe, dice: «La industria está teniendo mucho éxito a la hora de recudir el costo del almacenamiento en baterías y mejorar su capacidad para proporcionar servicios y soluciones eficientes al mercado. Ahora, necesitamos que los responsables políticos europeos establezcan condiciones adecuadas, lo que incluye definiciones claras y un diseño de mercado que permita a los proveedores garantizar soluciones competitivas. Esas condiciones permitirán nuevas innovaciones y el correspondiente crecimiento del mercado”.
Michael Schmela, Consejero Ejecutivo de SolarPower Europe, explica, por su parte, que el mercado de la energía solar en Europa ha estado en una fase de transición en los últimos años y, ahora, la combinación de energía solar y almacenamiento es el ajuste perfecto para llevar la energía solar al siguiente nivel de crecimiento que merece: «si el entorno regulatorio de la energía solar y del almacenamiento se establece de manera efectiva, la energía solar contribuirá notablemente a alcanzar el objetivo del 27% en energías renovables para 2030 que marca la Directiva”.
Los expertos de SolarPower consideran que implementar las 10 prioridades que plantean permitiría, en realidad, no solo alcanzar ese objetivo sino elevarlo hasta el 35% sin dificultad, con claros beneficios tanto para los consumidores como para el propio sistema eléctrico. Thomas Doering, analista de políticas de SolarPower Europe, señala al respecto: “ La energía solar junto con el almacenamiento representan una importante opción para flexibilizar el sistema entero, de manera que pueda inyectar o absorber electricidad según lo requiera. Juntos, solar y almacenamiento permiten ofrecer un suministro de electricidad limpia y barata, superando la variabilidad de la generación de energía solar «.
Una ventaja más para los consumidores es que el almacenamiento de la electricidad en baterías les permite implementar nuevos modelos de negocio inteligentes, que maximicen el valor de la electricidad solar.
Las 10 prioridades
Estas son las diez actuaciones prioritarias que, según el documento elaborado por el grupo de trabajo sobre energía solar y almacenamiento de SolarPower (Task Force on Solar & Storage), deben emprender los políticos con urgencia:
1 Introducir en la Directiva revisada sobre Energia (REDII) una definición amplia de “almacenamiento eléctrico”. Esta definición debe:
• Establecer que se trata de un nuevo tipo de activo en la red que puede proporcionar múltiples servicios.
• Reconocer que el almacenamiento aporta valor y que puede servir tanto para inyectar como para absorber electricidad de la red.
• Sentar las bases de una justa tributación de la electricidad almacenada, evitar la doble imposición
• Reconocer el valor comercial de los servicios de flexibilidad prestados tanto al sistema como a nivel local y alentar a los planificadores, reguladores y operadores de sistemas a integrar el almacenamiento de electricidad en su planificación
2 Clarificar la definición y los derechos de los consumidores en cuanto al almacenamiento: se debe consagrar su derecho a autogenerar y consumir energía renovable. Los consumidores deben ser capaces de poseer y operar dispositivos de almacenamiento sin discriminación y la electricidad almacenada debe estar libre de impuestos o cargas específicas.
3 Rediseñar el mercado. Una reforma adecuada de los mercados intradiarios es crucial para permitir que las plantas solares a gran escala asuman mejor sus responsabilidades de equilibrio de la red. Esto también impulsará nuevas soluciones que combinen energía solar y almacenamiento.
4 Debe desarrollarse un mercado real para la venta y adquisición de servicios flexibles, tanto a nivel de transmisión como de distribución. Para ello:
• Los recursos energéticos distribuidos deben tener pleno acceso al mercado. • Las exigencias sobre tamaño mínimo deben reducirse.
• En los mercados de servicios auxiliares deben valorarse adecuadamente la alta precisión, la rápida respuesta, la inercia sintética, etc. que el almacenamiento puede proporcionar.
• La duración de los contratos en los mercados de servicios auxiliares no debe ser innecesariamente corta, a fin de no penalizar potenciales soluciones con alto CAPEX o que no pueden ser fácilmente rediseñadas para adaptarse a un contrato de corta duración.
5 Fijar una reglas claras que permitan a los operadores de los sistemas de transmisión (TSOs) y de distribución (DSOs) operar sistemas de almacenamiento.
6 Establecer como uno de los criterios para desplegar soluciones de almacenamiento su capacidad de evitar la congestión de la red.
7 Permitir a los consumidores el intercambio de electricidad a escala comunitaria mediante sistemas colectivos de autoconsumo. A los intermediarios se les debe permitir operar estos dispositivos de almacenamiento a través de plataformas de agrupación, tales como centrales virtuales.
8 La transparencia y el acceso a los datos son elementos fundamentales para que las partes interesadas desarrollen de manera proactiva innovaciones en el diseño y en la operación de la red que aumenten la confiabilidad y la seguridad.
9 Los consumidores activos deben recibir una remuneración justa por generar electricidad de respaldo a la red eléctrica.
10 Las tarifas de la red de distribución deben ser «aptas para la transición energética». Deben incentivar a los consumidores a invertir en tecnologías como el almacenamiento y así permitir la optimización de la energía solar fotovoltaica distribuida, garantizando un enfoque equilibrado entre tarifas y capacidad. Este equilibrio puede evolucionar con el tiempo (las tarifas de la red se establecen cada 4 a 5 años en Europa) para acompañar la penetración progresiva de la energía solar y el almacenamiento.
El grupo de trabajo sobre energía solar y almacenamiento de SolarPower Eruopa está formado, entre otros, por ABB, BayWa re, DNV-GL, Eaton, Enel Green Power, Enphase, EuPD Research, EUROBAT, IHS Markit, Tesla, Solar Trade Association, SOLARWATT y Sonnen.
Casi la mitad de los hogares españoles desconocen qué tipo de tarifa tienen contratada. Es uno de los datos del Panel de Hogares del segundo trimestre de 2016 realizado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). El informe muestra también que los hogares que cuentan con suministro de electricidad y gas natural son los mayoritarios en España.
En cuanto al tipo de tarifa y la potencia con la que se contratan los suministros, casi un 45% de los hogares afirma que no sabe cuál es la tarificación eléctrica de su suministro. El porcentaje de hogares que declara tener tarificación por horas (contador digital) alcanza el 21,9%, 2 puntos más que a finales de 2015. En el caso de la potencia contratada, existe un importante desconocimiento, con un 26,9% de los hogares que declaran no saber cuál es.
Una cuarta parte de los hogares desconoce la potencia que tiene contratadaLa CNMC detalla también las combinaciones más habituales de suministros energéticos en los hogares españoles. El 39,7% de los hogares contrata servicios de electricidad y de gas natural, el 23,1% dispone de electricidad y butano y un 19,8% dispone de electricidad como único suministro energético.
Entre los hogares con gas natural, un 51,7% contrata el gas natural y la electricidad con la misma compañía. La razón más mencionada para la contratación conjunta es la comodidad (41,8%), pero también los consumidores aluden a motivos relacionados con los descuentos y ahorros que se producen cuando se contratan los dos servicios con un único proveedor.
Por último, el grupo empresarial con mayor presencia entre los hogares que contratan el servicio eléctrico y el gas natural con un mismo operador es Gas Natural Fenosa/Gas Natural SUR, con un porcentaje del 41,7% de estos clientes domésticos. A continuación, se sitúan Endesa (24,7%) e Iberdrola (19,9%). El empaquetamiento de servicios eléctricos y de gas natural podría estar beneficiando a los grandes grupos energéticos, con presencia en ambos sectores, frente a pequeños nuevos entrantes que operen solamente en uno de ellos.
Este mismo año, un estudio de Red Eléctrica de España (REE) mostraba que dos de cada diez hogares tienen contratada más potencia eléctrica de la que realmente necesitan. La potencia contratada por el conjunto de los consumidores –hogares y empresas– es de 175.000 megavatios (MW) cuando la capacidad instalada por el sistema eléctrico en el país es de 108.000 MW.
La diferencia entre una y otra, entre la potencia contratada y el consumo real del sistema, es de 7.000 millones de euros, a través de impuestos que ingresa el sistema eléctrico. Es lo que pagamos los españoles por la potencia eléctrica que no usamos.
La generación de electricidad a partir de fuentes convencionales en Alemania sigue disminuyendo a favor de la producción con renovables, según el informe de seguimiento de los mercados alemanes de la electricidad y el gas en 2015, que subraya el gran número de opciones que tienen los hogares alemanes para cambiar de suministrador.
“Los consumidores de electricidad en Alemania continúan beneficiándose de poder elegir entre un gran número de proveedores. Cerca de cuatro millones de clientes domésticos cambiaron de proveedor de electricidad en 2015. Eso es aproximadamente 231.000 más que en el año anterior“, ha dicho Jochen Homann, presidente del Bundesnetzagentur, la Agencia Federal de Redes que ha publicado el informe junto al Bundeskartellamt, la Delegación Federal de la Competencia. El porcentaje de los clientes comerciales e industriales que cambiaron se acercó al 13%, la cifra más alta desde el inicio del monitoreo en 2006.
Andreas Mundt, presidente del Bundeskartellamt ha señalado que “los mercados mayoristas de electricidad todavía disfrutaban de una elevada liquidez en 2015, lo que alentó a más proveedores a entrar en el mercado y a que hubiese una mayor diversidad de proveedores en los mercados minoristas. De esta manera, ya no hay un único suministrador dominante en ninguno de los dos mercados minoristas más importantes. De ahí también, que el poder de mercado de los productores convencionales más grandes permanezca por debajo del nivel fijado en 2010“.
La transición energética alemana o energiewende
Aunque en 2015 se han puesto en marcha algunas centrales eléctricas convencionales, Homann ha explicado que “la generación de electricidad a partir de fuentes convencionales sigue disminuyendo a favor de la electricidad a partir de fuentes de energía renovables” y que “el exceso de capacidad de las centrales eléctricas convencionales se reducirá aún más“.
De hecho, la generación de electricidad a partir de fuentes de energía renovables aumentó 26 TWh en comparación con 2014. Más del 80% de este crecimiento provino de la generación de energía eólica terrestre (15 TWh) y offshore (6,7 TWh). Mientras, la generación de electricidad a partir de fuentes convencionales de energía disminuyó 15 TWh respecto al año anterior.
La capacidad de generación general en 2015 alcanzó 204,6 GW (2014: 196,3 GW), de los cuales 106,7 GW son atribuibles a fuentes convencionales y 97,9 GW a fuentes de energía renovables. Según explica el Bundesnetzagentur en un comunicado esto se debe principalmente a la naturaleza a largo plazo de los proyectos de construcción de plantas de energía convencional que se acordaron con antelación a las políticas de transición energética.
Precios de la electricidad y el gas
En cuanto a los precios de la electricidad, la Agencia Federal de Redes destaca que tras una ligera disminución de los mismos para los clientes domésticos, volvieron a subir ligeramente a partir del 1 de abril de 2016. Por el contrario, los precios de la electricidad para los clientes no domésticos tendieron a disminuir.
En el caso del gas los precios siguieron cayendo incluso después del 1 de abril de 2016. Así, el precio medio de los clientes domésticos en todos los contratos ha disminuido en un 2,1% y ahora es de 6,54 ct/kWh.
Andreas Mundt ha señalado que “los clientes industriales, en particular, han observado una disminución considerable de los precios del gas, lo que se ha visto facilitado por la caída de los precios mayoristas y por el hecho de que los proveedores de los mercados minoristas más grandes se enfrentan a competencia nacional“.
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