De cómo la UE redujo sus gases de efecto invernadero en 2014

Ante el comunicado de prensa de Eurostat al respecto de la reducción de un 5% en las emisiones de CO2 de la Unión Europea [UE] debidas al consumo energético en 2014 respecto de 2013, y vista la repercusión mediática del mismo así como la tendencia a atribuir el efecto a la eficiencia energética, he decidido asesorar a Ecologistas en Acción formulando lo siguiente:

  1. METODOLOGÍA. Las estimaciones provisionales de emisiones de Eurostat son avances basados en sus estadísticas mensuales sobre el consumo final interior de productos energéticos de origen fósil, exclusivamente, en los países de la UE. No incluyen las emisiones por incineración de residuos u otros focos, ni las emisiones indirectas por la transformación de combustibles importados. Tampoco cuentan con coeficientes de conversión actualizados en función del poder calorífico de cada fuente y del rendimiento de las centrales de combustión, y evalúan solamente el dióxido de carbono [CO2], que supone el 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero [GEI]. En general, las sumas mensuales de consumos suelen aparecer subestimadas y estimaciones pasadas se han revelado demasiado optimistas ante la realidad.
  2. VARIABLES. Puesto que varios factores como las condiciones climáticas, el crecimiento económico, el tamaño de la población, el transporte o las actividades industriales tienen un efecto importante en la demanda energética, así como en menor medida los precios y tasas de la energía y las medidas de eficiencia energética, es esencial comparar estas variables con los consumos en 2013 y 2014 antes de aventurarse a atribuir las disminuciones a cualquiera de ellas. Evidentemente, se habrá de focalizar el análisis en los países con mayores consumos y emisiones con el fin de sacar conclusiones más certeras. Esos países son Alemania, Reino Unido, Francia, Italia, Polonia, España y Países Bajos.
  3. HISTORIA. Según los datos de 2012 completos y consolidados de la Agencia Europea del Medioambiente, la energía fue la responsable del 77% de las emisiones de gases de efecto invernadero en la UE-28. Las emisiones de los sectores de la edificación (vivienda y servicios), muy variables en función de la climatología, supusieron un 14%. Los mayores sectores emisores fueron la industria energética (30%), que ha reducido sus emisiones absolutas un 12% respecto de 2007, y el transporte (19%), en que han bajado un 10% en el mismo período. Hasta la crisis bancaria, el aumento de GEI en ambos sectores anulaban o socavaban los efectos de la eficiencia en otros como manufactura, construcción y procesos industriales, o de la reducción de actividad en la agricultura. Podemos decir que, desde 2008 y hasta el momento, es la mala salud de esta macroeconomía del crecimiento -concebida sobre el consumo energético masivo- y sus restricciones de gastos la que facilita las disminuciones de emisiones.
  4. EFICIENCIA. Es innegable que en la Unión Europea se han promovido programas de eficiencia y reducción de GEI, tanto en la intensidad energética como en las emisiones por unidad energética y por unidad económica. No obstante, difícilmente una reducción del 5% de las emisiones energéticas de CO2 en un solo año puede deberse a las citadas mejoras, con un índice máximo en la historia reciente inferior al 3% en la reducción conjunta del ratio de todas las emisiones de efecto invernadero por unidad energética [fig.1] contando todos los sectores, y poco mayor del 4% más concretamente en los edificios [fig.2] o extraordinariamente en la industria. En lo que respecta al consumo de energía primaria por unidad final de energía, el panorama de la UE-28 es más bien desolador, al no haber mejorado la eficacia en la transformación de las fuentes.
Fig.1

Fig.1. Emisiones de GEI por unidad de energía final consumida. Todos los sectores. UE-28

Fig.2

Fig.2. Emisiones de GEI por unidad de energía final consumida. Sector residencial-servicios. UE-28

  1. CIRCUNSTANCIAS. El mayor descenso relativo anual (-7%) de los gases de efecto invernadero generados en la UE-28 se produjo en 2009, coincidiendo con una caída (-4% a precios constantes) del Producto Interior Bruto [PIB] por habitante y con una contracción (-6%) de la demanda energética final a pesar de aumentar (+2%) los grados-día de calefacción. En 2011, las emisiones habían disminuido también en parámetros interanuales (-3%) tras un repunte en 2010, casi en paralelo con el consumo energético (-5%) a pesar del alza (+2%) de la Renta per Capita [RpC]; sin embargo, el ratio de emisiones por unidad de energía consumida había crecido (+2%), resultado que eliminaba la hipótesis de la eficiencia energética. El año 2014 no se encuentra en un caso similar al de 2009, puesto que el PIB de 2014 ha sido un 1% superior al de 2013, sino más parecido a 2011. Sólo se puede explicar por la meteorología.
  2. RAZONAMIENTO. En efecto, en un continente relativamente frío la demanda de calefacción de los edificios no es despreciable. En el estudio de los parámetros que inciden principalmente en las emisiones y el consumo energético puede hallarse más paralelismo con las variaciones de los grados-día de calefacción que con las variaciones del PIB por habitante [fig.3]. Cuando apenas varían los grados-día, como en 2000, 2005, 2007 y 2009, sería la evolución de la renta per capita la que marcaría la deriva del consumo energético y de las emisiones de GEI. Este parece ser el caso general salvo la particularidad de 2006, cuando el alza de la RpC atenuó el efecto del declive de la demanda de calefacción. Tal fenómeno resulta patente dado que el consumo energético de los edificios, representado por el de los sectores Residencial y Servicios, supone el 40% del total de la energía final; en coherencia, la fidelidad entre los grados-día y sus curvas de energía final y emisiones es manifiesta [fig.4]. En lo que atañe al sector Industria, consumidor del 25% de la energía, la evolución queda más acoplada al PIB por habitante.
Fig.3

Fig.3. Variaciones interanuales en algunos factores energéticos. Todos los sectores. UE-28

Fig.4

Fig.4. Variaciones interanuales en algunos factores energéticos. Residencial y servicios. UE-28

  1. CLIMA. Se da la circunstancia de que 2014 ha sido el año más cálido registrado en Europa e investigaciones independientes entre sí han llegado a la conclusión de que el cambio climático ha contribuido significativamente a ello. Las observaciones indican que la media europea de temperaturas atmosféricas de enero a diciembre de 2014 superó en casi 0,9 grados centígrados -ºC- el promedio de 1981 a 2010, cuando la media de 2013 presentaba una anomalía cercana a +0,4 ºC [fig.5]. Mientras que el verano resultó normal, lo que posibilitó no aumentar el consumo de aire acondicionado en la franja meridional, el invierno fue el tercero más cálido desde 1950 y la primavera, la más calurosa, con la consiguiente influencia en la reducción de consumo de calefacción en las bandas central y septentrional del continente.
Fig.5

Fig.5. Media de temperaturas anuales en Europa respecto al promedio de 1981-2010 (EURO4M)

  1. HIPÓTESIS. Si todo lo anterior es cierto, debería darse una correlación entre las temperaturas invernales suaves y la bajada de fuentes finales normalmente empleadas en calefacción. Estas fuentes son en su mayoría el gas natural y la electricidad. Consecuentemente, las emisiones habrían de seguir una curva afín.
  2. OBSERVACIÓN. Alguien tenía que realizar la ardua tarea de estimar las temperaturas medias mensuales de 2013 y 2014. He obtenido las de cinco países representativos por el consumo y las emisiones -UE-5- mediante cierto número de estaciones, como Alemania (DE:10), España (ES:10), Francia (FR:10), Italia (IT:10) y Reino Unido (UK:8) con los datos ofrecidos por el servicio GISS de la NASA y el servicio NCDC de la NOAA. Los registros han sido elegidos de manera que representaran repartición norte/sur, interior/litoral, baja/alta altitud, o influencia oceánica/continental. En casos de no disponibilidad de algún dato, he recurrido a atribuirlo por asimilación matemática conforme a observaciones cercanas y a la curva de tendencia anual. Las observaciones permiten establecer, en función de los contrastes interanuales hallados, dos bloques entre los países representativos: Los del Norte (Alemania, Francia y Reino Unido) y los del Sur (España e Italia). Ciertamente, en todos ellos se observa una notable suavidad térmica de 2014 respecto de 2013 en los meses de enero a abril y noviembre, pero la diferencia es más marcada en los territorios del norte, lo cual habrá llevado a importantes economías en calefacción. En los territorios del sur, con menos necesidad de caldeo, la variación no resulta tan significativa. Al mismo tiempo, julio y agosto de 2014 fueron menos cálidos que los del año precedente, lo cual habrá redundado en menor gasto meridional en refrescamiento [fig.6]. A continuación, hemos elaborado un cálculo simplificado de grados-día mensuales de calefacción en base 18 ºC, aplicando la diferencia con la temperatura media mensual a todos los días del mes [fig.7]. Los tres países del Norte habrían pasado en promedio de 2.900 a 2.400 grados-día anuales (-18%). Los dos del Sur, de 1.400 a 1.100 GDA (-20%).
Fig.6

Fig.6. Media de temperaturas mensuales 2013 y 2014 por agrupaciones de países

Fig.7

Fig.7. Grados día mensuales 2013 y 2014 (base 18 ºC), simplificados, por agrupaciones de países

  1. COMPILACIÓN. Procedí a recopilar para cada país los consumos internos mensuales por fuentes de energía publicados por Eurostat. En lo que respecta al consumo de carbón, he seleccionado las hullas y antracitas por un lado y los lignitos, por otro. Durante 2014 se utilizó en el conjunto de la UE un 8% menos de hullas y antracitas que en 2013; sin embargo, mientras Francia, Italia y Reino Unido economizaban conjuntamente 19,1 millones de toneladas [Mt], Alemania y España aumentaban en 2,8 Mt. Los lignitos se redujeron un 3% en los veintiocho, cargando Alemania con prácticamente la mitad de las 11,2 Mt de diferencia, principalmente no suministradas a centrales termoeléctricas. Según los recuentos de petróleo, el uso de crudo se mantuvo en la UE-28 y disminuyó un 2% en la UE-5, lo que supone casi 8,2 Mt. Por cuanto corresponde al consumo de gas natural, en la UE-28 se registró un 11% menos en 2014, tanto en los usos térmicos como en los eléctricos. Finalmente, la generación de electricidad descendió un 3% en la UE-28 y en la UE-5. En este escenario, el PIB de la UE-28 y de la UE-5 ascendió un 1% de media, desde el estancamiento de Francia e Italia hasta el crecimiento de Reino Unido (+3%) y Alemania (+2%). Acerca de los precios a consumidores finales, en promedio el gas natural subió un 2% para los clientes domésticos tipo mientras que bajó un 6% para los industriales, la electricidad resultó un 2% más cara a los hogares y un 2% menos a las industrias tipo y con una caída del 9% del coste de importación del crudo, los productos petrolíferos se abarataron entre un 4 y un 6%.
  2. ANÁLISIS. No pretendo aquí recalcular las emisiones de CO2 debidas a la combustión de combustibles fósiles, sino mostrar en qué medida unas y otros pueden estar sujetas a distintas variables. Así, he confrontado el consumo no eléctrico de antracita y lignito, derivados principalmente a hornos industriales, con el Índice de Producción Industrial [IPI]. He estudiado la influencia de los precios de importación sobre la demanda de petróleo crudo, primordialmente destinado a combustibles para el transporte. Me he ceñido a los usos térmicos del gas natural a fin de hacer comparaciones coherentes con las necesidades teóricas de calefacción. He cotejado, además, la estacionalidad de la demanda eléctrica y el efecto de las precipitaciones frente al consumo de combustibles fósiles en centrales térmicas convencionales. Considero válida para conclusiones la muestra seleccionada UE-5, pues abarca tres áreas climáticas europeas (continental, oceánica y mediterránea), alcanza el 69% del PIB de la UE-28, engloba el 63% de sus emisiones de CO2 debidas a la energía y comprende una amplia mayoría de sus consumos energéticos (55% de hulla-antracita, 42% de lignito, 58% de crudo, 67% de gas natural, 64% de electricidad).
    • Carbón. Siendo una fuente marginal para calefacción, las tendencias de consumo interior de carbones para usos no eléctricos no siguen las variaciones climáticas. La serie mensual del lignito se asemeja a la gráfica mensual del IPI de todos los sectores excluida la construcción, mientras que la serie de hullas-antracitas transcurre más pareja a la evolución del IPI de los sectores minería y la manufactura.
    • Petróleo. Dado que sólo alrededor del 10% del consumo interior se debe a los sectores residencial y servicios, la tendencia respecto a la climatología es, a primera vista, inversa a la calefacción, creciendo el transporte en los meses más cálidos. Se observa un menor consumo de crudo entre abril y julio de 2014 con mayores precios de importación, y un aumento del consumo desde agosto de 2014 coincidiendo con la bajada de los precios de los productos petrolíferos, de ahí que no se puedan hacer comparaciones climáticas fiables.
    • Gas natural. Examinando el comportamiento de la UE-5 en el uso térmico estacional (excluido el eléctrico y el consumo hasta los niveles mínimos de la curva, que podrían atribuirse a la industria y al calentamiento de fluidos), se observa una característica variación con los grados-día [fig.8]. La diferencia de 2014 sobre 2013 denota una bajada del 22% en calefacción para los países seleccionados. El ahorro de gas natural estimado para la UE-28 debido a la suavidad del clima ronda 1.520.600 TJPCS (fidelidad del 96% con la curva anual de grados-día).
    • Electricidad. Al igual que ocurre con el gas natural, los picos de la generación eléctrica siguen de cerca la estacionalidad climática [fig.9]. En la UE-5, la producción casi coincidente con la demanda térmica descendió un 24% a lo largo de 2014 en comparación con la temporada anterior. El ahorro de electricidad estimado para la UE-28 debido a la suavidad del clima se aproxima a los 84.100 GWhE (fidelidad del 95% con la curva anual de grados-día). Comoquiera que esta cuantía equivale al 69% de los 122.000 GWh menos de producción térmica convencional registrados, se puede simplificar atribuyendo a las moderaciones estacionales el 69% de las reducciones de consumo final de combustibles fósiles para usos eléctricos, debiéndose el resto a la mayor producción con renovables y residuos. Esto es, el ahorro de combustibles fósiles destinados a la producción eléctrica en la UE-28 debido a la suavidad del clima se estima en 14.200 kt de hulla y antracita, 6.200 kt de lignitos y otros 227.700 TJPCS de gas natural.
Fig.8

Fig.8. Variación del uso térmico del gas natural y de los grados-día de calefacción. UE-5

Fig.9

Fig.9. Variación del uso térmico de la electricidad y de los grados-día de calefacción. UE-5

  1. CONCLUSIÓN. He tomado las mismas referencias que Eurostat para evaluar las emisiones de CO2 de las actividades de combustión de energía fósil. Los coeficientes de poder calorífico y los índices de emisiones han sido actualizados sobre el último informe de inventario de emisiones GEI de la UE. La economía de combustibles -gas natural, mayoritariamente- por la suavidad climática alcanza los 49.200 kilotoneladas equivalentes de petróleo [ktep]. Aplicados los factores de emisiones de CO2 y de oxidación a cada fuente, el ahorro de emisiones por menor uso de combustibles en la UE-28 debido a la bonanza invernal en 2014 se acerca a 134.900 ktCO2 [fig.10]. Este cómputo representa el 80,6% de la reducción de emisiones avanzada por Eurostat. Ello significa que la reducción de CO2 de la combustión fósil debida a parámetros no climáticos se acota en unos 32.500 ktCO2; esto es, que la disminución de emisiones se limita al 1% por factores ajenos a la temperatura (renovables, eficiencia, economía, precios).
Fig.10

Fig.10. Ahorro de emisiones de CO2 por la suavidad climática de 2014 en la UE-28

Desde la óptica técnica queremos alertar de que los titulares optimistas sobre las emisiones de 2014 en Europa basados meramente en los resultados estadísticos mostrados, sin entrar a valorar su carácter parcial y la importante incidencia de una meteorología benévola, son desacertados. Solicitamos se maticen los datos publicados y contextualice la responsabilidad de nuestro continente en las emanaciones mundiales de dióxido de carbono.

De otra manera, podría llevar a engaño el que un invierno menos riguroso y un verano más fresco en Europa repercutan favorablemente en la reducción absoluta de las emisiones, obviando

a) que el momento en que nos encontramos es resultado ya de un cambio climático exacerbado a nivel mundial que sufrirán más dramáticamente otras regiones,

b) que las emisiones de la industria y del transporte son prácticamente ajenas a la climatología y cualquier alza de estos sectores reduce la incidencia de las temperaturas,

c) que la creencia en una atemperación asentada providencialmente sobre nuestro continente puede relajar la concienciación sobre la eficiencia energética de edificios y equipamientos.

El ciudadano europeo podría especular ante los discursos triunfales que aún hay margen para el crecimiento, olvidar que en ese descenso de 8,8 a 7,4 toneladas equivalentes de CO2 por cabeza en veinte años se esconden en buena parte emisiones indirectas en países terceros debidas a la deslocalización de la producción de bienes que consume, ignorar que ya solamente su huella de carbono sobrepasa toda la capacidad biológica del continente.

La Unión Europea forma parte de los grandes responsables del efecto invernadero descompensado. Haber recortado eficazmente sólo 32,5 de las 29.000 MtCO2 anuales necesarias en el mundo para estabilizar el clima (DICE, 1994) es la viva muestra de cuán lejos nos encontramos del objetivo.

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Cæca reprehensio

Debo disculparme sobre mi erróneo análisis en la entrada Un lamentable cuento de la lechera al respecto de las estimaciones de producción fotovoltaica (aunque no cabe otro tanto en cuanto a las previsiones de beneficios) sobre los invernaderos almerienses realizadas por Hortoinfo. La próxima vez, cuando una fuente ofrezca datos sin indicación temporal, prometo hacer el esfuerzo de parar las manos y verificarlos por mí mismo antes de acudir tan raudo al teclado basándome en lo que he interpretado.

Gracias a un usuario por su advertencia.

¿Fiasco fotovoltaico, o infundio analítico?

Leo en el blog de Carlos Rebato una -califico tras analizarla- desafortunada publicación, titulada:

El “futurista” carril-bici solar de Ámsterdam es en realidad un fiasco

Bueno, en realidad el autor le debe mucho -casi todo- en esa entrada a un friki de los coches que escribe en Jalopnik con aires de autoridad en la materia, prefiriendo encabezar con:

That Fancy New Solar Bike Path In Amsterdam Is Utter Bullshit

(El maravilloso nuevo carril-bici de Ámsterdam es una absoluta mierda)

La cuestión es que en noviembre de 2014 abrió en fase de pruebas, que durarán tres años, el primer carril-bici solar en la localidad de Krommenie, en Países Bajos, que cuenta con uno existente cuyo pavimento ha de ser sustituido. El diseño cuenta con dos vías, una con distintos pavimentos de ensayo y otra de 1,5 m con paneles solares integrados protegidos por vidrio templado de 10 mm de espesor, cuya producción eléctrica se vierte a la red. El tramo-test, de 70 metros de longitud y que se extenderá a 100 metros, está construido con losas prefabricadas de hormigón de 3,5 m de ancho por 2,5 m de largo. La capa protectora de un módulo sufrió una rotura en diciembre y ha sido reparada. Es el primer prototipo concebido por SolaRoad, consorcio que ha contado con 3,5 M€ de financiación tanto para el proyecto SolaRoad como para otro más ambicioso, como los autobuses eléctricos, y ha invertido cinco años en investigación y desarrollo.

Me explico aquí puesto que mi comentario en su blog parece estar condenado al purgatorio de los pendientes de moderación.

Venía a decir que estoy de acuerdo en que hay que buscar la eficiencia, que no invertiríamos por el alto mantenimiento y por los riesgos de alterabilidad de este sistema a lo largo de los años, como se ha visto, pero que tampoco hay que ensañarse embrollando las cifras y debemos ser un poco serios:

1. PRODUCCIÓN

Los resultados, publicados por SolaRoad tras ese primer medio año de pruebas, son de 3000 kWh para los 70 metros de carril instalado, suficiente como para abastecer las necesidades energéticas de una casa pequeña durante un año. “Si lo trasladamos a una escala anual, esperamos que puedan producirse 70 kw por hora y metro cuadrado. Los resultados son muy superiores a lo esperado” aseguró la compañía en el momento. Las estimaciones iniciales, de acuerdo con SolaRoad, eran de 50 kW por metro cuadrado y año.

Las mediciones de 3.000 kWh a las que se enlaza presentan una curva de noviembre 2014 a abril 2015, un semestre invernal:

Producción de electricidad desde la puesta en marcha. SolaroadProducción de electricidad desde la puesta en marcha. SolaRoad Netherlands

70 metros de longitud de carril x 1,75 de anchura de carril = 122, 5 metros cuadrados. 3000 kWh en 6 meses x 122,5 m cuadrados = 24,5 kWh por metro cuadrado en 6 meses. 24,5 kWh por metro cuadrado en 6 meses x 2 = 49 kWh al año.

49 kWh es, irónicamente, lo que SolaRoad esperaba obtener en primer lugar. Y eso si no nos atenemos a los cambios estacionales, no se irradia la misma cantidad de luz solar a lo largo de los diferentes meses del año.

Según los datos de la NASA para la situación de Krommenie:

  • La media de radiación horizontal de noviembre a abril (semestre analizado) es de 1,7 kWh/m2/día.
  • La media de radiación horizontal de mayo a octubre es de 4,3 kWh/m2/día, un 250% respecto del semestre analizado.

No se trata de dos semestres idénticos. Y precisamente el medido es el de menor insolación; este parámetro esencial parece haber pasado desapercibido para los hachas de los cálculos.

Esos 70 kWh/m2/año que espera SolaRoad por 122,5 m2 son 8.575 kWh/año.
Esos 8.575 kWh esperados menos los 3.000 kWh medidos dan 5.575 kWh estimados para el semestre más soleado. Un 85% más de producción de mayo a octubre respecto de noviembre a abril, aunque éste hubiera sido más soleado de lo normal, resulta perfectamente posible.
No siempre se van a dar las condiciones de limpieza y arbolado desnudo del primer semestre como afirma el marketing, pero no es descabellado.

2. COMPARACIÓN

La cosa empeora. Cuando se compara (más datos aquí y aquí) contra estaciones solares cercanas, y haciendo cálculos que tienen en cuenta las variaciones estacionales, la salida total al año es de 100 kWh al año. El doble.

No sólo eso, los paneles solares que se colocan en tejados están orientados de un modo específico para maximizar la luz solar que son capaces de captar.

Las comparaciones hechas en EEVblog con esas tres instalaciones cercanas inclinadas 20, 28 y 30 grados y sin sombras, aparte de evidentes, son injustas con la horizontalidad general del carril-bici y con el rendimiento de las células: La sola diferencia por el ángulo supone un incremento del 13 al 17% en la radiación solar media anual. Pero además, mientras las instalaciones citadas están realizadas con silicio policristalino (eficiencias de 14%15%) y monocristalino (16%) e incorporan estupendos inversores, los módulos de SolaRoad llevan revestimiento transúcido y son de silicio amorfo, con eficiencias que rondarán del 6 al 9%:

Luwte (p-Si, 20º): 743 kWh de noviembre a abril / 16,3 m2 = 45,6 kWh/m2
MK1o2 (p-Si, 28º): 681 kWh de noviembre a abril / 17,5 m2 = 38,9 kWh/m2
Gadgetfrank (m-Si, 30º): 812 kWh de noviembre a abril / 16,5 m2 = 49 kWh/m2

Gadgetfrank 2 (m-Si, 25º, sombras): 255 kWh noviembre – abril / 6,5 m2 = 39,3 kWh/m2
SolaRoad (a-Si, 0º): 3.000 kWh de noviembre a abril / 122,5 m2 = 24,5 kWh/m2

En este punto, debe aclararse que un daño en uno de los 28 módulos no menoscaba todo el sistema, sino que reduce un 4 – 5% la producción en tanto no se repare. En este caso, al parecer el vidrio templado ha quedado afectado por retracciones térmicas.

3. COSTE Y MANTENIMIENTO

La compañía no ha facilitado datos con los costos de instalación por metro cuadrado pero no tiene que ser precisamente baratos. Y no más baratos, en cualquier caso, que una instalación de paneles solares tradicional.

Estos paneles además, como vimos cuando hablamos del rentabilidad energética con las baterías de Tesla, se instalan con una amortización en mente. Una amortización que puede prolongarse hasta 10 años (…) En el caso de SolaRoad no es sólo que eso no ocurra sino que además obvia los costes mencionados de: mantenimiento, instalación, cuidado y reparaciones, costes que probablemente multipliquen en varios exponentes el precio final.

Bastaba con leer en la FAQ de SolaRoad, que el propio bloguero enlaza, lo siguiente:

“En la fase actual de desarrollo es demasiado pronto para hacer afirmaciones fiables sobre [costes por metro cuadrado y costes comparativos con construcciones ordinarias]. El punto de partida para el desarrollo es que el balance de costes y beneficios de la vida útil sea positivo, comparado con las superficies de viales existentes (…)”.

“El estudio de viabilidad técnico-económica indica que es posible lograr un retorno de la inversión dentro de una vida útil de 20 años. Aparte hay que decir que la producción, gestión y mantenimiento de este nuevo tipo de vía están aún por optimizar. Eventualmente, nuestro objetivo es un período de retorno de 15 años o menos“.

“En el desarrollo de SolaRoad, el punto de partida es que SolaRoad reúna los mismos requisitos que los tipos de pavimento convencionales. Durante los estudios actuales, asumimos regímenes de mantenimiento normales. Conforme a las expectativas aún cabe optimización, en la que se integrará el mantenimiento de los sistemas técnicos”.

Esto es, que el consorcio integrado por industriales, institutos y autoridades ha tenido evidentemente en cuenta los costes de mantenimiento y la rentabilidad.

Pero no está tan claro que el pavimento fotovoltaico, de células de silicio amorfo adheridas y protegidas con vidrio templado, resulte más caro que un tejado de paneles cristalinos sobre soporte anti-robo.

En cuanto a los costes materiales, puesto que el a-Si ronda los 800 $/kWp (53 €/m2) y el vidrio templado de 10mm cuesta 35 €/m2, el conjunto suma 88 €/m2 frente a los 1.400 $/kWp (156 € /m2) alcanzados por el p-Si. Con una producción anual de 70 kWh/m2 para el silicio amorfo en suelo y de 120 kWh/m2 para el cristalino en tejado, el coste de la inversión en material, repartida a lo largo de 15 años, será de 8,4 c€/kWh para el primer caso y 8,7 c€/kWh para el segundo.

Por la extensión del carril pueden estimarse 10 kWp – 9 kW, cuyo coste en material fotovoltaico sin IVA habrá rondado los 11.000 – 12.000 €.

Por otro lado, el silicio amorfo puede presentar una menor tasa de retorno energético que los cristalinos.

4. FINANCIACIÓN Y RENTABILIDAD

SolaRoad es una empresa con fondos públicos y privados que ha recibido la friolera de 3,5 millones de euros por parte de la Unión Europea.

En Holanda el precio medio del kWh al año es de 0,12 euros (12 céntimos). Ateniéndonos a los datos proporcionados tras los 3000 kWh en 6 meses (6000 kWh al año), eso supone un ahorro de unos de 720 euros al año. Pongamos que han usado un, comedido, 20% de ese dinero, 640.000 euros:

640.000 euros/720 euros al año: aproximadamente 888 años

Hace 888 años ni siquiera habíamos descubierto América. Los números tampoco salen con otros porcentajes, un 10% son 540 años, un 5% 222, incluso aunque se hubiesen dejado sólo un 1% (32.000 euros, una cifra ridícula), todavía se tardaría medio siglo en amortizar. Sin contar con costes de reparación y mantenimiento, por supuesto.

Según algunos cálculos, para que fuese rentable el metro cuadrado debería costar unos $7 dólares (y mantenimiento aparte). A día de hoy ese número está muy lejos de poder ser una realidad.

Publius Ixxii [usuario ‘escéptico’ sobre el cambio climático y el CO2]: “En el centro oeste de EEUU se pueden adquirir 70 kWh por menos de 7 dólares al detalle. Para que esto tuviera una oportunidad de viabilidad económica, los costes amortizados de instalación inicial, sustitución futura (descontada con un ratio prorrateado) y costes de mantenimiento periódico tendría que resultar en algún lugar del vecindario a 7 dólares por metro cuadrado. Me resulta difícil creer que en algún momento sea posible presentar una cifra tan baja (…)”.

Es falso que SolaRoad se haya financiado con 3,5 millones de euros de la UE. El proyecto, presentado en Interreg-IVb, es uno de los cuatro del gobierno de Holanda Septentrional, que obtuvieron casi medio millón de euros comunitarios:

“La provincia puso en marcha cuatro proyectos en el ámbito del transporte eléctrico.
Se trata de la investigación sobre el uso de renovables para la energía del transporte público, la realización de estaciones de transferencia fuera de la ciudad y una red de estaciones de carga rápida, así como un centro de conocimiento. Además de la investigación sobre los dilemas administrativos en la transición a la movilidad eléctrica.
Para estos proyectos se dispone una cantidad de 900.000 euros, habiendo recibido el Consejo Ejecutivo una subvención de 450.000 euros del programa europeo Interreg. El proyecto E-movilidad europea es un programa donde once regiones de siete países trabajan juntas para promover los vehículos eléctricos”.

La inversión de 3,5 millones de euros -de los cuales 1,5 han sido aportados por las autoridades locales– se destina a todo un proceso de investigación y desarrollo, obra civil, monitorización, mantenimiento e instalación solar, como declara SolaRoad:

“Los 3,5 millones de euros fueron invertidos por los diversos socios en el proceso de investigación y desarrollo, que ha llevado cinco largos años. El carril de ensayo en Krommenie solamente representa una pequeña parte. Optamos conscientemente por un proyecto piloto de corta longitud y que generara una pequeña cantidad de energía (electricidad equivalente a unas tres viviendas). Ello es suficiente para generar una gran cantidad de información práctica con bajos costes de ensayo de manera que podamos reservar la mayor parte de los fondos disponibles para convertir SolaRoad en un producto comercializable”.

Por otra parte, el autor considera que 32.000 euros es una cifra ridículamente baja para construir un carri-bici de 70 metros, ignorando que una única vía -en este caso hay dos- de carril-bici de hormigón tipo “5-foot wide concrete sidewalk with concrete curb” puede costar 206 $/ft (600 €/m) ella solita. Una inversión que se debe al tráfico, no al sistema accesorio de energía.

Y por si fuera poco, también es falso que en Holanda el precio medio del kWh sea de 12 c€. El cliente doméstico tipo pagó 14,7 c€/kWh sin IVA ni otros impuestos en 2014.

La fotovoltaica convencional en los Países Bajos se encuentra cerca de la paridad con la red. ¿Como se puede afirmar que sólo hay rentabilidad con costes inferiores a 7 $/m2, con o sin mantenimiento?

Generando, como se espera, 8.575 kWh/año durante 15 años en paridad con la red se habrán “ahorrado” (yo también sé hacer las cuentas de la vieja) 19.000 euros. En teoría es rentable respecto del coste material, asumiendo que la mayor parte de la mano de obra de instalación se debe al carril y no a los módulos.

5. CONCLUSIÓN

La empresa aclara que el coste de esta primera fase supone una pequeña parte del monto de la financiación y que sus objetivos económicos son una tasa de retorno de 15 años.  Es falaz atribuir a este tramo piloto la inversión entera, o siquiera un 20%, y jugar a calcular un hipotético coste del kWh, obviando que la costosa obra civil tiene un uso de tráfico -apto para camiones de bomberos- con o sin fotovoltaica. Es tan absurdo como incluir en el precio del kWh el coste de una casa solar que integra en su tejado paneles solares. ¿Por qué no hacer lo mismo entonces con las pérgolas solares del carril-bici sudcoreano que los detractores presentan como alternativa válida?

Con todo lo anterior, no pretendo justificar el proyecto ni considerar que el sistema es el adecuado, sino solamente ser más justo con los análisis y la atribución de costes. Examinar en lugar de presuponer.

Carril-bici existente en septiembre 2014. Google Maps

Carril-bici existente en septiembre 2014. Google Maps

Carril-bici existente en septiembre 2014. Street View

Carril-bici existente en septiembre 2014. Street View

El recibo de la luz, UNESA y la deshonestidad estadística

Con motivo del primer aniversario del cambio (01/04/2014) en el sistema de fijación de precios eléctricos variables de referencia para consumidores de electricidad en mercado regulado con suministro de menos de 10 kW a baja tensión, Red Eléctrica de España ha publicado la nota de prensa “La factura de los consumidores de baja tensión descendió un 5,8% en 2014“:

La factura de los consumidores en baja tensión acogidos al nuevo sistema de Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) bajó un 5,8% en 2014, con un importe medio de 708 euros anuales, frente a los 751 del año anterior. Esta cifra incluye todos los conceptos que forman parte del recibo de la luz, es decir, los términos de potencia y energía y los impuestos de electricidad e IVA. El cálculo se produce con datos homogéneos tras cumplirse este mes un año de vigencia del PVPC, una nueva metodología que calcula el coste de producción de la energía basándose en el mercado diario e intradiario, entre otros conceptos.

En los dos últimos años, la rebaja media de la factura eléctrica ha sido del 8,6%, con un ahorro medio de 67 euros para un consumidor acogido al PVPC. Los consumidores conectados a baja tensión constituyen el 60% de los casi 27 millones de contratos de suministro existentes en España.

La rebaja del recibo de la luz del 5,8% para los consumidores domésticos en 2014 ha ido aparejada de la eliminación del déficit de tarifa que se venía generando sistemáticamente cada año durante la última década. Según las estimaciones de la CNMC y del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en 2014 se ha registrado un ligero superávit de 100 millones de euros y por primera vez desde que comenzó a acumularse déficit, el pasado año la cantidad pendiente de cobro habría pasado desde los 24.500 millones de finales de 2013 hasta los cerca de 22.000 millones de 2014.

El texto se acompaña con un gráfico que integra el trabajo del IDAE, la CNMC y el INE y ha sido recogido por varios medios (EuropaPress, VozPopuliABC, El Economista).

 

Sin entrar por el momento a analizar las causas ni las afirmaciones, recordemos cómo en noviembre de 2014 medios como Expansión, ABC, El Economista, El Periódico de la Energía, Energynews, La Información y hasta Energías Renovables se hacían eco de una nota de prensa de UNESA y un informe contratado a KPMG donde la representatividad elegida sobre el recibo eléctrico poco tienen que ver con las cifras de REE.

En efecto, la patronal de las grandes eléctricas presentaba, en un informe plagado de errores tipográficos, ortográficos y de conceptos titulado “Contribución de las compañías que integran UNESA al desarrollo de la sociedad española” (nov 2014), flagrantes falacias como estas:


Págs. 19-20: Los hogares españoles destinan al pago de la electricidad, de media, un 2,18 % de sus ingresos [sic]

[…] un hogar paga de media en su factura eléctrica, una cantidad de 591 € para un consumo medio de 2.500 kWh al año y una potencia media contratada de 3,3 kW.

Para contextualizar esta cifra, debemos mencionar que el gasto medio por hogar en España, según el INE, es de 27.098 €. De esta cifra, 591 € son destinados para el pago de la factura eléctrica. El gasto en electricidad representa, por tanto, el 2,18 % de los gastos del hogar en España siendo uno de los gastos con un porcentaje inferior.

En España, el gasto en electricidad en el año 2013 supuso únicamente un 2,18% del total de la cesta de la compra. Esto supone que para este mismo año, los españoles han gastado de media 70 céntimos de euro al día por la electricidad consumida.

Aparte de la confusión entre gastos e ingresos en el titular, el gráfico que acompaña este texto, con el encabezado “Destino del gasto de las familias en España (euros)” especifica en trece fracciones porcentuales (y no en euros) que el gasto denominado Vivienda, agua y combustible supone un 30,9%, mientras que la Electricidad supone un 2,18% del gasto familiar. Las fuentes citadas son el Instituto Nacional de Estadística y Red Eléctrica de España.

Quienes acostumbramos a trabajar con estadísticas sabemos que el INE publica en la Encuesta de Presupuestos Familiares los gastos declarados por los hogares, desglosados por grupos, subgrupos o códigos. En realidad, el gráfico es una adaptación de la tabla original del INE con doce grupos de gasto, manipulada para segregar del grupo “4 Vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles” (33,08%) el supuesto gasto en electricidad.

Sin embargo, la propia EPF desglosa específicamente el gasto eléctrico. Bastaba con querer presentar el dato en la tabla por código de gasto: En 2013, el gasto familiar “0451 Electricidad” alcanzó los 13.574 millones de euros; esto es, algo más de 745 euros por hogar (menos que en 2011 y 2012), o sea el 2,75% del total. En otros términos, 294 euros al año por persona o, parafraseando a los redactores del informe, los españoles [declaran que] han gastado de media 80,60 céntimos de euro al día por la electricidad consumida [en casa]. Puestos a hacer comparativas, es una cantidad superior a la compra de pan, cereales y aceite, o comparable a la de gas, fuel, agua, alcantarillado y basura juntos. Bajo esta óptica estadística, oficial, no como hace UNESA desagregándola interesadamente de los grandes grupos de dispendio, resulta que la electricidad ocupa, de media, el octavo lugar en los porcentajes de gasto familiar entre 117 conceptos. Se hallan diferencias por comunidades autónomas, por los diferentes climas, hábitos y niveles de vida. Y podemos suponer razonablemente que, como ocurre para todo el subgrupo 045 gasto energético, la afección de la factura eléctrica será relativamente superior a la media para los inactivos, parados y jubilados.

Diferencia estadística UNESA-INE 2013 para grupos de gasto de hogares

Diferencia estadística UNESA-INE 2013 para grupos de gasto de hogares

Pero ¿de dónde salen entonces sus 591 euros por hogar? Por el enlace a pie de página, se deduce que UNESA tampoco estaría basando el “consumo medio” de 3,3 kW y 2.500 kWh/año en sus propias cifras, sino en el simulador de REE (erróneamente indicado como CNMC), que a fecha de hoy reza “Consumo mensual de un hogar medio. Potencia media contratada por hogar: 4 kW. Consumo medio mensual: aprox. 270 kWh”. Por tanto, el consumo eléctrico anual del “hogar medio” para REE es de 3.240 kWh. Ello es más coherente con el informe Consumos del Sector Residencial en España del IDAE, donde se indica que el consumo de electricidad medio por hogar fue de 3.487 kWh en 2010. Aplicando al consumo tipo de REE los 22,73 cent/kWh de precio medio prorrateado por Eurostat (banda DC en 2013, impuestos incluidos) resultarían 736 euros anuales.

REE consumo electrico medio domestico ES

REE consumo eléctrico de un hogar medio en España

Asimismo, el simulador ministerial de conceptos tarifarios, donde se ejemplariza con 4,4 kW y  3.066 kWh anuales, muestra una factura anual de 724 euros. Y ya que estamos con simuladores, basta con introducir en el Comparador de Ofertas de la CNMC los datos precitados para obtener un listado de comercializadoras cuyos precios varían hoy de 700 a 870 euros anuales.

CNMC - Ofertas más económicas de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico con 4 kW y  3250 kWh/año sion discriminación horaria

CNMC – Ofertas menos caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico tipo sin discriminación horaria

CNMC - Ofertas más caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico con 4 kW y  3250 kWh/año sion discriminación horaria

CNMC – Ofertas más caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico tipo sin discriminación horaria

En efecto, tanto la potencia contratada tipo como la energía consumida de referencia son superiores a la indicación de la patronal eléctrica, que las ha rebajado descaradamente para presentar gastos muy inferiores a los verdaderamente representativos en 2013:

  • UNESA 2013: 591 euros
  • INE 2013: 745 euros
  • REE+Eurostat 2013: 736 euros
  • MINETUR 2014: 724 euros
  • CNMC 2014: 700 a 870 euros
  • REE 2013 (21/04/2015): 751 euros

Cierta prensa que ahora publica los resultados de REE creyó a pies juntillas a UNESA. Sin embargo, no se hace ningún cuestionamiento sobre las diferencias (resultados oficiales un 27% superior a los del “informe” de las eléctricas) ni sobre la incongruencia que suponen los datos (los 708 euros de 2014 serían una tremenda subida, y no una bajada, respecto de los 591 euros citados por la todopoderosa patronal para 2013).


Analicemos ahora la página 20: Cambios en los componentes de la factura eléctrica

En los últimos años, los costes ajenos al suministro se han incrementado, pasando de representar el 27% en 2005 al 61% en 2013.

Estos costes no deberían formar parte de la factura eléctrica, pues se corresponden con costes de política social o medioambiental.

Estas afirmaciones se acompañan de un gráfico cuya fuente es… la misma UNESA, que ni ofrece definición alguna de los denominados costes ajenos al suministro, ni justifica por qué excluir lo considerado como costes sociales o medioambientales. Mero reflejo de las campañas de marketing llevadas a cabo por las dos principales empresas de negocios eléctricos implantadas en España, Endesa e Iberdrola, basadas igualmente en sendos “datos propios”, opacas y dirigidas a convencer al consumidor común de que la electricidad es cara por pagar impuestos y subvenciones a las energías renovables:

“Cómo se desglosa mi factura eléctrica”. ENDESA

  • ENDESA: “¿Cómo se desglosa mi factura de la Luz?”
    De cada 100 € que hoy paga un consumidor por su suministro de electricidad
    Sólo 44 € corresponden al suministro de la luz, e incluyen tanto el coste de producir la electricidad como llevarla hasta el punto de consumo del cliente.
    Los 56 € restantes dependen de decisiones del Gobierno y se desglosan en:
        29 € son impuestos
        27 € se corresponden con otros costes cargados en la factura eléctrica:
            Subvenciones a las energías renovables: 18 €
            Compensación del déficit tarifario de años anteriores: 5 €
            Otros conceptos: 4 €
    ◊ [derecha del gráfico, color azul, serenidad] SUMINISTRO ELECTRICO 44%
        Transporte 4%
        Distribución 10%
        Energía y comercialización 30%
    ◊ [izquierda del gráfico, color amarillo-naranja y rojos, precaución y peligro] IMPUESTOS Y OTROS COSTES EN FACTURA 56%
        Otros costes 27%
            –Subvención a renovables 18%
            -Anualidad del déficit de tarifa 5%
            -Otras cargas en factura 4%
        Impuestos 29%
            -Impuesto eléctrico 4%
            -IVA 17%
            -Impuestos municipales 1%
            -Otros 7%

“Tu factura de la luz no puede ser más transparente”. IBERDROLA

  • IBERDROLA: “Tu factura de la luz no puede ser más transparente”
    De los 51 € de la factura mensual de un hogar medio, sólo 19 corresponden a la energía kWh consumida y a las líneas eléctricas para llevarla. El resto, 32 €, son costes ajenos al suministro eléctrico.
    Así se desglosa tu factura:
    ◊ [izquierda del gráfico, color verde, positivismo] 19 €     38%
        Energía kWh consumida 25,5%
        Líneas eléctricas 12,5%
    ◊ [derecha del gráfico, color gris, tristeza] 32 €     62%
        Políticas fiscales* 30,1%
        Políticas medioambientales 19,0%
        Políticas territoriales 3,7%
        Ayudas sociales 2,5%
        Otros 6,7%
    (*) Incluye tributos repercutidos en la factura al consumidor y tributos soportados por el productor de electricidad

 

Las empresas agrupadas en UNESA siguen la estela de Eurelectric. Tales actitudes ya han sido desenmascaradas como engañosas por UNEF, ASECE, Greenpeace y la revista Energías Renovables. Y es que, a la sesgada elección del cliente residencial medio, se le añade un vicio interpretativo en los conceptos tarifarios, sin embargo reglamentados, con un grafismo manipulador.

La factura eléctrica está conformada por varios conceptos:

  • El término de potencia, abono fijo aplicable en función de la potencia contratada
  • El término de energía, gasto variable en función del consumo
  • El impuesto especial de electricidad, aplicable a los anteriores
  • El alquiler (en su caso) del contador, pago fijo aplicable en función del medidor y la tarifa
  • El IVA, aplicado a todos los conceptos anteriores (incluso sobre el impuesto eléctrico)

Una parte de tales conceptos se retribuye mediante PEAJES DE ACCESO, unas cuantías reguladas por el Estado y aplicadas a todo consumidor de electricidad sobre el término fijo y el término de energía (costes de suministro) para asumir los gastos en transporte, distribución, comercialización, operación, déficit de ingresos (reconocido sin auditoría a las sociedades de UNESA por los sucesivos gobiernos españoles), primas a energías renovables y cogeneración de alta eficiencia (régimen especial), compensaciones nucleares, compensaciones extrapeninsulares y otros.

Estructura del coste de suministro. Fuente: Energía y Sociedad

Estructura del coste de suministro. Fuente: Energía y Sociedad

En noviembre de 2014, cuando se editó el informe de KPMG, la patronal de las grandes eléctricas españolas conocía perfectamente las últimas cifras consolidadas de los peajes de acceso del sistema eléctrico, pues en mayo la CNMC había publicado la Liquidación Provisional nº 14/2013:

CNMC. Liquidación provisional nº14/2013 del sistema eléctrico

CNMC. Liquidación provisional nº14/2013 del sistema eléctrico

La suma de los gastos parciales de esta liquidación asciende a 21.107 millones de euros, a saber:

  • 9.201 M€ régimen especial (RE): 43,5%
  • 5.098 M€ distribución y comercialización (D+C): 24%
  • 2.756 M€ déficit y diferencias de gestión: 13%
  • 1.806 M€ sistema extrapeninsular: 8,5%
  • 1.604 M€ transporte (REE, principalmente): 8%
  • 421 M€ bono social: 2%
  • 129 M€ interrumpibilidad del suministro: 0,6%
  • 72 M€ moratoria nuclear y residuos radiactivos: 0,3%
  • 20 M€ CNMC: 0,1%

Puesto que la energía consumida en el período fue de 239.676 GWh (unos 69.500 GWh en BT≤10 kW), los costes regulados supusieron de media 8,8 c€/kWh asumiendo que los insuficientes ingresos generaron un nuevo déficit de 1,3 c€/kWh, pues con los 17.991 M€ de ingresos y recuperaciones, estos costes regulados significaron 7,5 c€/kWh de promedio.

Pero cada tarifa tiene unos peajes. A la fecha de publicación del informe de UNESA, la tarifa 2.0A que se toma como referencia del consumidor tipo pagaba en peajes de acceso 38,04 €/kW/año por el término fijo y 4,4 c€/kWh por el término variable. Una atribución que no penaliza suficientemente a los que más consumen y dirigida a asegurarse, vía cuota de abono, la mayor parte de los costes regulados.

Junto a los costes regulados, en el término fijo el consumidor paga 4 €/kW/año por el MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN que va a parar en la gran mayoría de los casos a una empresa de UNESA.

Además de los costes regulados, en el término variable se agrega el COSTE DE PRODUCCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, con metodología propia para la factura de referencia, denominado Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) a condición de tener contratada una comercializadora de referencia que está asociada a… UNESA. En 2014, el PVPC aplicable al consumidor tipo con tarifa 2.0A fue de 7,5 c€/kWh según la aplicación Lumios. Este precio está destinado a pagar los mercados de generación, en que de nuevo UNESA aparece como agrupación omnipresente al poseer casi todas las centrales térmicas y cerca de un 40% de las hidráulicas y el régimen especial, lo que les garantiza poner en venta entre el 60 y el 66% de la electricidad producida.

Aparece el IMPUESTO SOBRE LA ELECTRICIDAD: un 5,1127% de los términos de potencia y de energía.

Por otra parte, entre los EQUIPOS DE MEDIDA Y CONTROL que las comercializadoras pueden alquilar al abonado, un simple contador sin discriminación horaria sin telegestión supondrá 6,48 € anuales.

Finalmente, se aplicará el IMPUESTO SOBRE EL VALOR AÑADIDO, que supone un elevado tipo impositivo del 21% sobre todos los conceptos anteriores.

Recapitulemos:

Para un abonado tipo, que tiene una potencia de 4 kW y un consumo anual de 3.240 kWh (REE) bajo la tarifa 2.0A contratada con una gran eléctrica, , estos son los desgloses:

  • Peajes de acceso término fijo: 38,04 €/kW/año x 4 kW = 152,16 €
  • Peajes de acceso término variable: 4,4 c€/kWh x 3.240 kWh = 142,56 €
  • Margen de comercialización: 4 €/kW/año x 4 kW = 16,00 €
  • Precio de la energía: 7,5 c€/kWh x 3.240 kWh = 243,00 €
  • Impuesto de electricidad: 0,051127 x 553,82 € = 28,32 €
  • Alquiler de contador: 6,48 €
  • IVA: 0,21 x 588,62 € = 123,61 €

Hagamos un cálculo aproximado sobre los destinos de cada pago:

  • 41,4% Peajes de acceso: 294,62 €
    • Régimen especial: 128,16 € (UNESA: 42,72 €)
    • Distribución y comercialización: 70,71 € (UNESA: 67,17 €)
    • Déficit tarifario: 38,30 € (UNESA)
    • Sistema extrapeninsular: 25,04 € (UNESA)
    • Transporte: 23,57 € (UNESA: 1,18 €)
    • Bono social: 5,89 € (abonados con dificultades o escaso consumo)
    • Interrumpibilidad del suministro: 1,77 € (grandes consumidores)
    • Compensaciones nucleares: 0,88 € (UNESA)
    • CNMC: 0,30 €
  • 2,2% Margen de comercialización: 16,00 € (UNESA)
  • 34,1% Precio de la energía: 243,00 € (UNESA: 162,00 €)
  • 0,9% Alquiler de contador: 6,48 € (UNESA)
  • 21,3% Impuestos: 151,93 €

 

La lectura que sacamos es que 369,77 euros (“sólo” un 52%) de una factura de 712,03 euros van a parar hoy a UNESA o se deben a su operación, mientras que 85,44 € (el 12%) se distribuyen en primas a numerosos pequeños productores en régimen especial (lo que Endesa denomina subvenciones a renovables e Iberdrola, políticas medioambientales) y únicamente 3,54 € (el 0,5%) sirven para retribuir a pequeños comercializadores. Otros 5,89 € (un 0,8%) compensan a millones de pequeños consumidores y las familias desfavorecidas, una solidaridad que las grandes empresas magnifican como una peligrosa política social.

Las eléctricas tienen la osadía de incluir unilateralmente en los “costes ajenos al suministro” conceptos claramente relacionados con la generación, como las primas al régimen especial -que sirven para premiar tecnologías más eficientes o fuentes autóctonas-, las compensaciones extrapeninsulares -dirigidas a reducir el precio de los caros grupos de generación fósil de las islas y ciudades autónomas- o el déficit tarifario -creado para devolver el supuesto precio de generación del régimen ordinario-,  o con medidas frente a la demanda como las compensaciones por suministro interrumpible -ideado para casos en que el sistema deba desconectar a grandes consumidores, que gozan de tarifas rebajadas-. Sin embargo, las empresas de UNESA (EndesaEGP, Iberdrola, GasNatural-Fenosa, EDP-HC, E.ON) se benefician casi en exclusiva de D+C, de las cuotas por déficit tarifario, de las compensaciones extrapeninsulares y de la moratoria nuclear, conceptos que suman 9.732 M€ (el 46% de los gastos regulados). Además, cuentan con gran número de plantas generadoras en RE y son acreedoras, junto con grandes bancos que en años pasados fueron sus socios de referencia, de parte de los 26.000 M€ de un déficit tarifario titulizado.

Comparemos la factura del consumidor medio con lo que Endesa e Iberdrola afirman:

  • Precio de la energía, alquiler de contador, margen de comercialización, transporte, distribución y comercialización: 50,5% contra 44% de Suministro y transporte según Endesa y 38% de Energía consumida y líneas según Iberdrola.
  • Impuesto eléctrico e IVA: 21,3% contra 29% inventado por Endesa y 30,1% rebuscado por Iberdrola.
  • Régimen especial (renovables y cogeneración): 18% contra 18% pero mal denominado Subvenciones a energías renovables por Endesa y 19% denominado Política medioambiental por Iberdrola.
  • Bono social: 0,8% contra 2,5% de Ayudas sociales exagerado por Ibedrola.
  • Sistema extrapeninsular: 3,5% contra 3,7% de Políticas territoriales según Iberdrola.

Lo que a las entidades de UNESA les preocupa, y de ahí el invento de los costes ajenos al suministro, es llevarse menos tajada del pastel eléctrico, máxime con unas deudas sectoriales que decuplican de largo el beneficio de sus negocios eléctricos. Pero ese mensaje de culpabilidad de las renovables en el sobrecoste de tarifa se cuela con demasiada facilidad en la prensa y cala en el público. A pesar de presentar los desgloses probablemente menos rigurosos y transparentes del mercado.

El virus de la ley de tejados fotovoltaicos en Francia

Debo de estar perdiendo facultades -será cosa de la edad, me digo irónicamente- cuando, especializado en el sector de la bioconstrucción y las energías renovables en Francia y obligado a actualizarme por mi profesión de formador, se me escapan importantísimas novedades en mi carrera y tengo que “enterarme” por la prensa virtual de que:

En Francia una nueva ley obliga a construir edificios con tejados verdes“, afirma diarioecologia.com:

A partir de este momento, todos los nuevos edificios que se construyan en Francia deberán cumplir con una nueva legislación que obliga a que los tejados de las nuevas construcciones estén parcialmente cubiertos por plantas o paneles solares.

La nueva legislación fue aprobada por el Parlamento francés hace unos días y, aunque ha resultado más limitada que lo que propusieron en un primer momento los activistas medioambientales, resulta un paso importante para comenzar a construir edificios sustentables con una reforzada eficiencia energética.

(…) Los nuevos edificios que se contruyan a partir de ahora en Francia podrán optar por colocar plantas en sus tejados, o bien instalar paneles solares que produzcan energía limpia y renovable para el funcionamiento del edificio.

El Parlamento francés se acerca con esta medida a países como Dinamarca donde el color gris de los tejados de los edificios ha sido sustituido por un verde esperanza que aporta el ingrediente de naturaleza que toda ciudad del mundo necesita.

Francia muestra el camino en autoconsumo: obliga a poner paneles fotovoltaicos en los nuevos edificios comerciales“, según elperiodicodelaenergia.com:

Los tejados en Francia están a punto de ponerse mucho más ‘verdes’, gracias a una nueva ley que obliga a que los nuevos edificios comerciales que se construyan deberán cubrir sus azoteas, al menos parcialmente, de paneles solares o plantas.

La ley, aprobada por el Parlamento francés el jueves, tiene un alcance menor de lo que venían demandando los grupos ecologistas franceses, que querían que la ley obligara a instalar tejados fotovoltaicos en todos los edificios de nueva construcción. Pero finalmente el gobierno galo convenció a los activistas de reducir el alcance de la ley solo a los edificios comerciales, además de requerir que sólo una parte de los tejados sea cubierta con plantas o paneles solares, según informa la Agencia France-Presse.

(…) El pasado verano Francia presentó su ley para dirigir la transición necesaria hacia un modelo energético más bajo en carbono. La ley francesa plantea objetivos ambiciosos: quiere reducir las emisiones de CO2 en un 75% para 2050, y más que doblar la cuota de renovables (al 32% para 2030). Además, plantea reducir en un 30% el uso de combustibles fósiles. Unos objetivos muy ambiciosos pero más fáciles de conseguir con leyes como la que se acaba de aprobar para los edificios de nueva construcción en zonas comerciales.

Se tendrán que reverdecer los tejados comerciales“, a juzgar por el diario liberal Le Figaro:

Una ley votada el jueves obliga a partir de ahora a vegetalizar al menos parcialmente las cubiertas de los nuevos edificios de las zonas comerciales. A falta de plantas, los tejados deberán producir energías renovables.

Ecologista de corazón o no, los solicitantes de proyectos comerciales van a tener que plantar en sus tejados. En virtud de una ley votada el jueves, los tejados de las nuevas construcciones instaladas en zona comercial deberán ser, al menos parcialmente, vegetalizados o instalar equipos de producción de energías renovables (paneles fotovoltaicos, eólica…).

Aunque los ecologistas franceses pretendían imponer estos equipamientos sobre el conjunto de las cubiertas, el gobierno socialista ha reescrito la medida, con la aceptación de aquéllos, de forma que sea menos exigente para los emprendedores de proyectos comerciales, previendo la instalación de dispositivos vegetalizados o de producción de energías renovables total o parcialmente.

En diarioecologia.com se cita como fuente a Curbed, donde hablan especialmente de “green roof” como cubiertas vegetales. Curbed se ha nutrido del blog Architizer, donde han leído el The Guardian, quienes deben la información a Agence France Press. AFP es también el manadero de elperiodicodelaenergia.com, que lamentablemente ha servido para la revista de prensa de UNEF y figura en las webs de empresas instaladoras.

Extrañamente, no he encontrado la nota de prensa de AFP en francés. Yahoo News parece tomarla el 19/03/2015 en “New rooftops in France to go green“:

Los tejados de los nuevos edificios construidos en zonas comerciales en Francia deben ser parcialmente cubiertos o de plantas o de paneles solares, por una ley aprobada el jueves.Los tejados verdes tienen un efecto aislante, ayudan a reducir el consumo energético necesario para calentar un edificio en invierno y enfriarlo en verano. También retienen el agua de lluvia, reduciendo así problemas de escorrentía, a la vez que favorecen la biodiversidad y ofrecen a las aves un lugar para anidar en la selva urbana, dicen los ecologistas.

La ley aprobada por el parlamento resultó de un alcance más limitado que las pretensiones iniciales de los activistas ambientales franceses, sobre aplicar a todos los edificios nuevos la obligación de cubrirse completamente de tejados verdes. El gobierno socialista convenció a los militantes a limitar el ámbito legal a los edificios comerciales.

La ley resultó también menos costosa para los negocios al exigir solamente que una parte del tejado sea cubierta con plantas y ofrecer la elección de instalar, en su lugar, paneles solares para generar electricidad.

Las cubiertas vegetales son populares en Alemania y Australia, y la ciudad canadiense de Ontario aprobó un ley en 2009 por la que se exigían en edificios industriales y residenciales.

Evidentemente, la “ley aprobada” no podía faltar en Ecoinventos (Francia exige por ley a las nuevas edificaciones techos verdes y paneles solares), Concienciaeco (Los tejados de los edificios franceses serán más ecológicos), o Renovablesverdes (Francia decreta que los nuevos tejados deben estar cubiertos por plantas o paneles solares). Capturada por Energynews (Francia obliga a poner paneles fotovoltaicos en los tejados de los nuevos edificios comerciales), no ha podido pasar sin un titular en El Mundo (Jardines en los suelos franceses) y vía Opinza se ha colado en factorco2 y hasta en el blog de Urbanismo Sostenible de la UNFCCC (Francia impone tejados ecológicos a edificios comerciales).

 

Veamos, “todos los nuevos edificios” y “energías renovables para el funcionamiento del edificio“, dice diarioecologia; “el camino en autoconsumo” y “los nuevos edificios comerciales“, anota elperiodicodelaenergia; “los ecologistas franceses pretendían imponer estos equipamientos sobre el conjunto de las cubiertas” y “eólica” incluye Le Figaro; “un lugar para anidar” parece transcribir Yahoo de los ecologistas; “ley aprobada por el parlamento“, claman al unísono; “los activistas ambientales“, certifican casi todos. Mientras que “parcialmente” es una palabra clave pero omitida en todos los titulares. ¿Qué hay de cierto?

Le Moniteur podía haberles alumbrado algo con “Biodiversité : végétalisation ou énergies renouvelables sur les toits des futurs bâtiments commerciaux“:

Los tejados de los nuevos edificios en zonas comerciales deberán ser, al menos parcialmente, vegetalizados o instalar equipos de producción de energías renovables, como paneles fotovoltaicos, en virtud de una enmienda ecológica, retocada por el gobierno, votada el jueves en el Parlamento en el marco del proyecto de ley relativo a la biodiversidad.

La verdad es que el jueves 19 de marzo de 2015, se abordó en sesión ordinaria en el Parlamento francés -concretamente en la primera– el proyecto de ley de Transición Energética para el Crecimiento Verde, conocida como Ley para la Biodiversidad, durante la cual se discutió una enmienda de Europe Écologie Les Verts, que reproduzco:

Presidente (PS): Se me presenta una enmienda n987 que es objeto de una contraenmienda n1569 del Gobierno. Tiene la palabra la Sra. Laurence Abeille, para defender la enmienda.

Laurence Abeille (EELV): Me retraigo a un tema que me importa muchísimo y que ya he tenido la oportunidad de evocar, el de la biodiversidad en el medio urbano.

Esta enmienda, que ya he presentado en varias ocasiones, tiene por objetivo optimizar los tejados de las nuevas superficies comerciales instalando en ellas, o bien fuentes de producción de energía renovable -paneles fotovoltaicos principalmente- o bien cubiertas vegetales, o bien ambas, lo que sería ideal y perfectamente posible.
Hoy por hoy se necesita sacar fruto de esta “quinta fachada” -como a veces se denomina- que es el tejado, desarrollando fundamentalmente cubiertas verdes de calidad. No se trata evidentemente de simples alfombras verdes, sino de tejados vegetalizados de varias decenas de centímetros, cuyas ventajas son numerosas: aislamiento del edificio, lucha contra las islas de calor y por tanto, adaptación de la ciudad al cambio climático; una mejor integración de los edificios en el paisaje, evitando una mineralización excesiva; pero sobre todo -y es lo que nos importa en este proyecto de ley- la reconquista de la biodiversidad en las zonas artificializadas y una mejor gestión de las aguas pluviales, dado que la capacidad de absorción de las cubiertas reduce la escorrentía y, por tanto, la cantidad de agua por tratar en los embalses de retención.
En suma, este dispositivo presenta numerosas ventajas por un pequeño -si no inexistente- sobrecoste siempre que se tenga en cuenta el balance conjunto de costes y ventajas.

Presidente: ¿Cuál es la opinión de la Comisión?

Geneviève Gaillard (PS), portavoz: Aun si la comisión es sensible al dispositivo que usted propone, ha rechazado esta enmienda, que ha parecido demasiado directiva. Pero creo que estamos dispuestos a contraenmendarla, lo que sería un buen punto.

Presidente: Tiene la palabra el Secretario de Estado, para dar la opinión del Gobierno sobre esta enmienda y para defender la contraenmienda n1569.

Alain Vidalies (PS), secretario de Estado: El Gobierno se debe, como usted, a la calidad medioambiental de los proyectos comerciales, y se ha de incitar a la instalación de cubiertas vegetales. la dificultad es que usted ha previsto que esta disposición deba ser impuesta sobre la totalidad del tejado. Podríamos, en un primer momento, prever que un dispositivo tal sea instalado sobre todo o parte del tejado, lo que me parecería corresponder a sus objetivos, siendo siempre más realista. Este es el objeto de la contraenmienda del Gobierno.

Presidente: Señora portavoz, he creído entender que la comisión era favorable a esta contraenmienda.

Geneviève Gaillard: Completamente.

Presidente: Tiene la palabra el Sr. Antoine Herth.

Antoine Herth (UMP): Quisiera primeramente celebrar la presencia del Sr secretario de Estado, y decirle, Dra Abeille, que su argumentación me ha parecido extremadamente interesante. Habla de la quinta fachada. Luego, para ver la quinta fachada hay que ponerse por encima de las viviendas. Imagino entonces que algunos de los drones que nos sobrevuelan y que son objeto de muchas preguntas en la prensa los que han permitido al grupo ecologista darse cuenta de la situación de la quinta fachada (Sonrisas).
Su enmienda, en todo caso, va en una dirección interesante. Sería necesario sin embargo, Sr ministro, controlar que sea compatible con los costes de construcción razonables. Bien se ve que hay una posibilidad de producción de energía y, por ende, de recurso para las viviendas. La cuestión de la vegetalización parece así interesante, pero se preciso que su coste sea razonable.

(Se adopta la contraenmienda n1569)

(Se adopta la enmienda 987, contraenmendada)


Como ya hice con mi nota “El bulo de la victoria contra la obsolescencia programada“, he de empezar por desmitificar la “aprobación de una ley” de la que se hacen eco la mayoría de medios virtuales, empezando por AFP, y reducirla a ADOPCIÓN DE ENMIENDA a las disposiciones de un PROYECTO DE LEY que engloba muchas otras medidas. La adpción de la enmienda modifica el proyecto de ley, pero nada evita que pueda ser re-enmendada o desestimada, y su aplicación obligatoria queda aún sujeta a la aprobación definitiva de todo el proyecto como ley.

Seguidamente, aunque los titulares hablan en general de paneles solares, se trataría de una medida optativa al objeto de la enmienda que, tal como queda adoptada, es la vegetalización o instalación de sistemas renovables de energía en parte de la cubierta de edificios comerciales.

Por otra parte, en la transcripción de la sesión queda bien claro que:

  • Nunca se trataba de una aplicación a todos los nuevos edificios ni se ha hablado de energías para el funcionamiento del edificio, como diarioecologia afirma alegremente.
  • Jamás se hace referencia al autoconsumo, concepto introducido con calzador en el titular por elperiodicodelaenergia e inexplicablemente citado por energynews.
  • Difícilmente se aplicará la energía eólica como supone Le Figaro, quienes acusan falsamente a los ecologistas que pretender aplicar la medida a todos los tejados.
  • En ningún momento se declara que las cubiertas vegetales sean “un lugar para anidar” como se han inventado AFP o Yahoo y reproducido muchos blogs.
  • Los denominados “activistas ecologistas” o “militantes ambientalistas” no se estaban pronunciando en el Parlamento, sino una diputada de Europe Ecologie – Les Verts que es cuadro directivo en la empresa privada.

En definitiva, un bulo viral en toda regla creado por una mala nota de prensa de AFP, empujado por The Guardian y extendido sin contrastar por diarios, blogs y redes sociales.

Mientras, la omisión de las expresiones “enmienda” y “proyecto de ley” en todas las redacciones, así como el repudio del vocablo “parcialmente” en los titulares, esconden el verdadero alcance de otra pincelada de lavado verde de esta futura legislación.

TheGuardian-20150320

diarioecologia_20150304

elperiodicodelaenergia_20150323EDICIÓN DEL 23/04/2015:

El Proyecto de Ley, rebautizada pomposamente como “por la reconquista de la Biodiversidad, de la Naturaleza y de los Paisajes“, fue adoptado en primera lectura en la Asamblea Nacional francesa el 24 de marzo de 2015 con 325 votos a favor, 189 en contra y 34 abstenciones.

Su nuevo artículo 36.V.a sólo afectaría a las nuevas superficies comerciales que precisen autorización de explotación comercial -esto es, superiores a 1.000 m2- y quedaría redactado así:

Tras el primer párrafo del artículo L. 111-6-1 del Código de Urbanismo, se introducen dos párrafos redactados como sigue:

« Para los proyectos mencionados en el artículo L. 752-1 del Código de Comercio, el documento autoriza la construcción de nuevos edificios únicamente si integran sobre toda o parte de su cubierta, y de manera no exclusiva, o bien mecanismos de producción de energías renovables, o bien un sistema de vegetalización basado en un modo de cultivo que garantice un alto grado de eficacia térmica y de aislamiento y favorezca la preservación y la conquista de la biodiversidad.

« A partir del 1 de enero de 2017, la superficie de las plazas de aparcamiento impermeables computa como el doble de su superficie ».

A modo de comparación, en España, el Código Técnico de la Edificación integra el Documento Básico HE 5 Contribución fotovoltaica mínima de energía, donde se establece de obligatoria aplicación la instalación de una cierta potencia de sistemas fotovoltaicos (o una producción equivalente mediante otras fuentes de electricidad renovables) en edificios comerciales, feriales, hospitalarios, deportivos y de almacenamiento, para los casos de nueva construcción y ampliaciones, reforma integral o cambio de uso de los existentes, cuando la superficie construida resulte superior a 5.000 m2.


 

Adiós a Antonio Lucena

La ecología y el ecologismo es un bichito que envenena mucho, y una vez que te adentras, quedas atrapado.

Antonio Lucena Bonny

Doctor ingeniero de minas, ecologista y pacifista, autor de, entre otros, los libros “Energías alternativas y tradicionales: sus problemas ambientales” (1998) y”Energías Alternativas” (2000), que me inspiraron en mi carrera.

Otro de mis admirados maestros, con quien compartí pasiones energéticas en alguna charla, se nos ha ido.

Que los alisios esparzan tu saber y tu sensibilidad.

Eclipse solar e incidencia en las redes eléctricas europeas, II

En la entrada Eclipse solar e incidencia en las redes eléctricas europeas, I presentamos un resumen del informe ENTSO-E “20 March Solar Eclipse: An Unprecedented Test for Europe’s Electricity System” respecto de la respuesta de los gestores europeos de redes de transporte (GRT) ante la bajada de radiación solar durante el eclipse y su afección a los sistemas solares de producción eléctrica, y desmentimos el alarmismo de cierta prensa española.

Pasado el evento, sin haber hallado planes de emergencia, problemas de suministro eléctrico ni desplome de la energía eléctrica, como anunciaban los augures, la propia ENTSO-E publica en su nota “Solar Eclipse: Europe’s TSOs Teamed Up Successfully” (Eclipse solar: Los GRT de Europa respondieron exitosamente) :

El sistema eléctrico europeo necesita ser compensado cada segundo. Entre las 9:00 y las 12:00, hora de Bruselas, los GRT tuvieron que reforzar su cooperación para cubrir la inusual caída seguida de la rápida reintegración de unos 17 GW de generación solar. Los operadores de sistemas de distribución y especialmente los generadores respondieron a la llamada por una cooperación proactiva.
[…] Los GRT habían logrado predecir con mucha precisión el efecto del eclipse en la generación solar; aun teniendo en cuenta el “escenario más desfavorable” que el eclipse podría provocar en un día soleado. El sol brillaba efectivamente esa mañana en el sur de Alemania y el norte de Italia, donde la concentración fotovoltaica es la mayor de toda el área ENTSO-E. El momento más crítico se dio entre las 10:45 y las 11:15, momento en que la generación solar empezaba a remontar.
Alemania e Italia hicieron frente a los desafíos más grandes. En Alemania, la producción solar esa mañana superaba incluso el nivel normal de la época, resultado de un invierno muy soleado. Pero a pesar de este reto, los GRT alemanes controlaron muy suavemente las altas y rápidas variaciones de las centrales solares, con 39 GW de potencia instalada, recurriendo a reservas de capacidad de niveles nacional y regional. A la vista de la previsión de tiempo soleado, Italia decidió, en cooperación con operadores de distribución y generadores, asumir un equivalente de salida del sistema de 5 GW fotovoltaicos entre las 7:00 y las 14:00 horas. Consiguientemente, durante ese período la generación solar de referencia se redujo de 18 a 13 GW. Pasadas las 14:00 horas, se reconectaron a plena capacidad.
La situación en la red europea volvió a la normalidad a las 12:00, una vez pasado el eclipse.

Algunos gestores han hecho estimaciones de la situación:

Swissgrid: Antes del inicio del eclipse solar en Europa, las instalaciones fotovoltaicas europeas alcanzaron una potencia aproximada de 26 GW. La potencia total fue bajando hasta 11 GW y se recuperó al cabo de una hora hasta alcanzar 37 GW.
Terna: En la fase inicial del eclipse, la producción fotovoltaica a nivel europeo era de 27.000 MW, luego bajó a 12.000 MW en el momento del oscurecimiento máximo, para recuperarse hasta 37.000 MW cuando el sol volvió a resplandecer sobre el continente.

 

En efecto, salvo en Italia, Alemania y Europa Central y Oriental, como muestra EUMETSAT, la nubosidad sobre el oeste del continente redujo el impacto real del eclipse en la generación fotovoltaica y resultó muy inferior a los 35 GW anunciados para una situación general improbable de cielos despejados.

Por otra parte, sobran perogrulladas como la noticia de Expansión (21/03/2015) “El eclipse perjudica más a Alemania que a España“. “De los 17.000 megavatios (MW) solares que dejaron de producir por el eclipse, 10.000 estaban en Alemania y 1.300 MW en España“, afirman. Resultaría lógico este orden de diferencias, visto que se calcula la capacidad alemana en 39,7 GW cuando en España sólo hay instalados 6,7 GW fotovoltaicos y termosolares, y que los cielos se mantuvieron claros en casi toda Alemania, mientras que planearon nubes sobre la Península Ibérica. Los impactos relativos habrían sido del 25% y del 19%, respectivamente, de la capacidad pico existente. Pero aún hay incorrecciones que analizamos más abajo.


ESPAÑA

A juzgar por los datos de telemedida de REE, la generación de 6,7 GW fotovoltaicos y termosolares en el sistema peninsular pasó de 581 MW (9:20 h) a 292 MW (10:10 h) para luego recuperarse hasta los 1.143 MW (11:10 h).

REE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

REE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

En el momento de la inflexión del oscurecimiento, la participación solar en la carga de demanda eléctrica peninsular quedó por debajo del 1%.

Las condiciones meteorológicas de los días previo y posterior fueron muy similares al del eclipse; tanto, que la producción solar del día 21 de marzo casi se puede tomar como el comportamiento que hubiera tenido el vertido a red el 20 de marzo sin el acontecimiento astronómico:

Producción fotovoltaica y termosolar 19-20-21 de marzo de 2015

Producción fotovoltaica y termosolar 19, 20 y21 de marzo de 2015

Extrapolando, podemos estimar las pérdidas de generación para la red debidas al eclipse en:

  • 09:30 h -27 MW | 09:45 h -258 MW | 10:00 h -466 MW
  • 10:15 h -563 MW
  • 10:30 h -458 MW | 10:45 h -221 MW | 11:00 h -79 MW
Baja aprox. de potencia solar durante el eclipse

Bajada aproximada de potencia solar durante el eclipse del 20/03/2015

Esos 560 a 570 MW de bajada máxima de potencia en las condiciones reales de ocultación están muy lejos de la hipótesis de cielos despejados. En el informe técnico de ENTSOE previo al evento se citaba (tabla 4) una reducción máxima de 1.392 MW para España respecto de la máxima radiación con cielos claros. Y tenemos una estupenda representación de esas condiciones óptimas de producción esa misma semana; concretamente, el soleado 16 de marzo. Ese día, a las 10:10 h, las centrales solares peninsulares inyectaron 3.693 MW. Si las condiciones meteorológicas se hubieran reproducido el día 20, y el efecto del eclipse hubiera sido de -1.392 MW, se habrían generado unos 2.300 MW en el momento de mayor ocultación.

Producción solar a la red eléctrica peninsular, semana 10/2015

Vertido solar a la red eléctrica peninsular, semana 12/2015

REE no ha publicado aún estimaciones, aunque si creemos a Expansión:

Según los datos de Red Eléctrica (REE), a los que ha tenido acceso EXPANSIÓN, en España la diferencia máxima de la producción solar real respecto a la prevista en el día previo en el sistema eléctrico peninsular fue del orden de 1.300 megavatios. Inicialmente, se había previsto un impacto de hasta 1.700 megavatios.

Comparar el impacto sobre las previsiones meteorológicas del día anterior le es útil al GRT para determinar los desvíos sobre la programación, pero no muestra el efecto real del eclipse solar en la curva de tendencia de la red. Como hemos visto, a la hora de la culminación se vertían 292 MW solares en lugar de los 850 MW aproximadamente que cabía esperar con el mismo cielo nublado pero sin ocultación astronómica. Luego, en el sistema eléctrico peninsular español, la diferencia máxima entre la potencia solar real del 20 de marzo y la que se habría entregado sin eclipse fue del orden de 560 MW. Pero un 60% menos de impacto sobre lo que se había publicado no es mediático.

Los gestores de las redes habían hecho hincapié en los riesgos por la rapidez con que la producción solar podía descender o aumentar, con gradientes de hasta -23 y +61 MW/min en España. Si no se trata de un error en las tablas de datos provisionales de REE, en esa misma semana, el 17 de marzo, la potencia solar vertida al sistema peninsular había caído de 2.172 MW (10:50 h) a 1.472 MW (11:00 h) y se recuperó inmediatamente hasta 2.352 MW (11:10 h). En el intervalo de veinte minutos se habían dado unos gradientes de -70 a +88 MW/min.

No están claras las fuentes flexibles que compensaron los gradientes solares durante el eclipse. La demanda tendió a acelerarse con el apogeo del evento y su curva de salto se asemeja más bien a la gráfica conjunta de hidráulica y saldo de intercambios. Las variaciones de ciclos combinados o las de carbón sólo son algo simétricas a las solares en la primera fase de bajada de radiación. Y lo más curioso es que la eólica se comportó de manera favorable con el gradiente solar.


FRANCIA

Según los datos provisionales de RTE, la producción de los 5,4 GW solares en este país medianamente nublado el día del eclipse alcanzó 1.228 MW a las 9:30 h y comenzó a descender hasta tocar los 456 MW pasada una hora, para seguidamente remontar a 1.881 MW sobre las 11:30 h.

RTE production solaire du 20/03/2015 (éclipse)

RTE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

Durante la máxima ocultación, la contribución solar a la demanda eléctrica francesa se redujo hasta el 1%.

La tendencia de producción solar en Francia continental sin eclipse pero con la meteorología real se puede estimar en 1.600 MW a las 10:30 h:

Vertido fotovoltaico a la red en Francia durante el eclipse, y tendencia

Vertido fotovoltaico a la red en Francia durante el eclipse, y tendencia

Mientras que ENTSO-E había previsto una bajada de 2.011 MW en condiciones de cielos despejados, la reducción máxima de generación solar en la red de Francia causada por el eclipse del 20 de marzo se aproximó a los 1.140 MW. El impacto, por tanto, fue un 43% menor que el anunciado a bombo y platillo.

Pérdida de potencia solar en Francia durante el eclipse, respecto de la tendencia

Pérdida de potencia solar en Francia durante el eclipse, respecto de la tendencia

La curva de menor insolación coincidió con un alza de la demanda, probablemente más por el efecto mediático del eclipse parcial que por la iluminación pública fotosensible. Las fuentes principalmente empleadas para solventar estos fenómenos fueron las hidráulicas de embalse y de bombeo-turbinación y, en menor medida, la nuclear:

RTE filière hydraulique le 20/03/2015 (éclipse)

RTE producción hidráulica del 20/03/2015 (eclipse)


ALEMANIA

Tennet había publicado un gráfico bastante acertado para Alemania. Amprion cita: “El reto para el GRT consistió principalmente en compensar plenamente la comercialización de la energía solar en el mercado eléctrico durante el eclipse mediante varios sistemas de producción flexibles. Al comienzo del eclipse en Alemania, el suministro de la energía solar se redujo de 13.000 MW a 6.000 MW en unos 45 minutos. Al final del eclipse, la alimentación se elevó a 21.000 MW, equivalente a la demanda de electricidad de unos 21 millones de personas. Durante el eclipse solar, el GRT añadió energía de reserva para mantener equilibradas la producción y el consumo en todo momento. En este contexto, se utilizaron plantas de energía flexibles como las centrales eléctricas de acumulación por bombeo, cuya capacidad se puede aumentar y el acelerar rápidamente. Además, las empresas de alto consumo energético tuvieron que desconectarse de la red por unos minutos. Amprion tiene grandes consumidores con disposiciones contractuales sujetas a los llamados recargos por interrupción del suministro. ‘Ayudó el que las previsiones meteorológicas del día anterior fueran inequívocas’, dijo Joachim Vanzetta, jefe de sistemas des gestión de red de Amprion. Con ello, también las variaciones de las fuentes de alimentación pudieron ser calculadas de antemano. Lo cual resulta generalmente complicado debido a la dificultad de predecir fenómenos meteorológicos tales como estratos, especialmente en el pronóstico para la energía solar“.

Aunque sólo Transnet y 50Herz ofrecen en sus páginas sus resultados particulares tras el acontecimiento, hemos encontrado en la web de EEX transparency los datos provisionales de generación fotovoltaica a 20/03/2015 para los cuatro GRT nacionales:

Producción fotovoltaica en Alemania el 20/03/2015, por gestores

Producción fotovoltaica en Alemania el 20/03/2015, por gestores

Podemos observar unos minutos de diferencia en la culminación del eclipse para 50Hertz, que opera en Alemania Oriental, y los demás gestores teutones:

Producción FV durante el eclipse, por zonas, en Alemania

Producción FV durante el eclipse, por zonas, en Alemania

La generación de los aproximadamente 39,7 GW fotovoltaicos instalados en el país bajó hasta los 5.441 MW a las 10:30 h, cúspide de la efeméride astronómica, cuando con idénticas condiciones meteorológicas pero sin eclipse se habrían esperado unos 16.200 MW. Luego, la máxima pérdida de inyección solar a las redes eléctricas debida a la sombra lunar sobre Alemania el 20 de marzo rondó los 10.800 MW. Se aprecia consecuentemente un desvío de unos 6.100 MW menos respecto de los 16.916 MW de bajada fotovoltaica expuestas por ENTSO-E con las condiciones de cielos completamente claros; esto es, un 36% inferior en términos relativos.

Producción fotovoltaica durante el eclipse en Alemania, y tendencia.

Producción fotovoltaica durante el eclipse en Alemania, y tendencia.


ITALIA

El país cuenta con unos 19,7 GW solares instalados. Según Terna, “En Italia, el fenómeno astronómico ha comportado en la primera fase del eclipse la pérdida de 3.000 MW de producción fotovoltaica, a lo cual siguió una salida de 5.000 MW en una segunda fase. Las medidas llevadas a cabo por Terna y compartido en los últimos meses con los otros GRT -la maximización de todas las fuentes de reserva, el control del intercambio exterior y la gestión en tiempo real del bombeo- han permitido solventar el fenómeno sin incidencias para los usuarios del sistema eléctrico […] De particular eficacia se ha revelado, en este contexto, la actuación del procedimiento RIGEDI-GDPRO, experimentada por primera vez sobre el terreno en esta ocasión, de las 07:00 a las 14:00, y que ha concernido a cerca del 25% de la potencia fotovoltaica en Italia. Prevista en el Código de la Red, el procedimiento es es una medida única en Europa, que ha permitido a casi 10.000 plantas fotovoltaicas italianas contribuir simultáneamente a la gestión de la seguridad del sistema eléctrico, coherentemente con la tendencia actual hacia un modelo un modelo de smart grids que hace de Italia un país de vanguardia, también gracias a un marco normativo-regulatorio que impulsa en esta dirección“.

La polémica medida de la desconexión, que se vende por el gestor como una victoria, se analiza en el artículo “Terna bloquea el eclipse solar y cuesta caro” de Unendo Energia con el efecto sobre el precio de mercado:

El eclipse del viernes 20 de marzo ha dado mucho que hablar, no sólo por el espactáculo natural, sino también por el impacto que ha tenido en el sistema eléctrico nacional.
Terna, de hecho, ha aplicado el procedimiento de emergencia RIGEDI, previsto para la Generación Distribuida Reducible (GDR). Con ello fueron desconectados de la red, o apagados la mañana entera (de las 7 a las 14), unos 4.400 MW fotovoltaicos. El motivo aducido para esta decisión se habría debido al riesgo de posibles interrupciones de la producción.
La elección de Terna
sobre el cierre de una cuantía relevante de plantas fotovoltaicas ha tenido como consecuencia un aumento exponencial de los precios mayoristas de la energía durante las horas del paro. Los aumentos del precio fueron de casi 40 euros/MWh para el pico diurno y un PUN (precio único nacional) medio diario superior a 11 euros respecto del precio para todo el mes. Así pues, resulta que el cese parcial de la fotovoltaica del 20 de marzo y las limitaciones de las importaciones exteriores nos han hecho pagar mucho más por el precio de la energía.

A la fecha actual, no se encuentran datos de Terna sobre la producción solar medida del 20/03/2015, aunque sí de días anteriores y posteriores. Hemos solicitado su publicación en los informes de transparencia sobre unidades de generación e intermitentes, o una explicación de la razón de que no aparezcan, pero no hemos recibido respuesta. ENTSO-E había predicho una bajada de hasta 7.168 MW con cielos despejados a las 10:41 h CET, y gradientes de -111 y +159 MW/min.

Nos hemos atrevido a dar un orden de datos tanto de tendencia como de producción real solar italianas durante el suceso, promediando los datos de Terna sobre la producción fotovoltaica estimada para el 19 y el 21 de marzo y considerando que se trató de la tendencia meteorológica sin eclipse para el 20 de marzo. A continuación, hemos superpuesto a escala la curva de caída de radiación medida en una estación particular publicada por Unendo Energia:

Estimación de la producción fotovoltaica durante el eclipse en ITALIA

Estimación de la producción fotovoltaica durante el eclipse en ITALIA

De ser ciertos nuestros tanteos, la potencia solar habría descendido en Italia hasta 3.900 MW a las 10:30 h y la caída debida al eclipse habría alcanzado los 5.100 MW, de modo que sería un 21% inferior a las previsiones de ENTSO-E.


COMBINACIÓN ALEMANIA-ITALIA-FRANCIA-ESPAÑA

En el caso de que el cielo hubiera estado completamente descubierto ENTSO-E esperaba, para los cuatro países europeos con más capacidad solar conectada a la red eléctrica, una bajada de inyección de hasta 27,5 GW de los 33,5 GW continentales. Sin embargo, el impacto real de los grandes fotovoltaicos y termoeléctricos habrá quedado en -17,5 GW sobre las 10:30, lejos de las alarmas y desinformaciones que quedaron impresas en el público:

  • España (10:10 h) : -560 MW vs -1.400 MW (60% menos)
  • Francia (10:30 h) : -1.140 MW vs -2.000 MW (43% menos)
  • Alemania (10:30 h) : -10.800 MW vs -16.200 MW (36% menos)
  • Italia* (10:30 h) : -5.100 MW vs -7.200 MW (21% menos)

(*) Estimaciones en espera de datos

Estimación de producción solar en 4 países debido al eclipse

Estimación de producción solar en 4 países debido al eclipse

Efecto en conjunto:

Estimación de producción solar por el eclipse y tendencia en 4 países

Estimación de producción solar por el eclipse y tendencia en los 4 grandes países FV

A la vista de las bajadas de potencia estimadas por tramo horario, se puede calcular que, en términos de energía perdida, los 253 millones de residentes en Alemania, Italia, España y Francia han perdido con el eclipse 20.100 MWh de electricidad procedente de nuestra estrella.


Otros países: Portugal, Reino Unido.

Otras lecturas: greennews.info, ecos-solares, mvscada.