Según la AIE; España necesita almacenamiento

La Agencia prevé que el crecimiento del consumo de electricidad hasta 2027 se sitúe en torno al 4% anual, impulsado por el creciente uso en la industria, la climatización, la electrificación y los centros de datos.

El consumo mundial de electricidad aumentará a su ritmo más rápido en los últimos años, con un crecimiento anual de cerca de un 4% hasta 2027, a medida que el uso de energía aumenta en una serie de sectores de la economía. Así lo afirma un su último informe Electricity 2025 la Agencia Internacional de la Energía (IEA), que achaca el fuerte crecimiento al uso de la electricidad para la producción industrial, al aumento de la demanda de aire acondicionado, a la aceleración de la electrificación, liderada por el sector del transporte, y a la rápida expansión de los centros de datos.

“Para Europa, esperamos que el crecimiento de la demanda crecimiento de la demanda se mantenga en los niveles de 2024, en torno al 1,9% anual en 2025-2027, suponiendo que la actividad industrial siga recuperándose al tiempo que se acelera la electrificación”, afirman los autores del informe, que señalan también que la generación de electricidad a partir del carbón y del gas se redujo en un 11% y un 13%, respectivamente.

“Esperamos que el crecimiento de la generación renovable continúe a un ritmo similar durante el periodo 2025-2027, a una tasa media anual del 7%”, se lee en el informe. La AIE estima un crecimiento anual de la generación fotovoltaica y eólica del 17% y el 10%, respectivamente.

España necesita almacenamiento

La generación solar fotovoltaica continúa su rápido crecimiento, y su cuota en la generación total se acercó al 20% en España en 2024. La demanda de electricidad repuntó con un crecimiento del 2% el pasado año gracias al aumento de la actividad industrial y de servicios, invirtiendo dos años de descensos, aunque la demanda sigue siendo inferior a los niveles previos a Covid. “Esperamos que la demanda de electricidad aumente a un ritmo medio anual del 1,9% durante el periodo 2025-2027”, explican en el informe.

El mercado eléctrico español cuenta ya con una capacidad fotovoltaica en operación de 32.042,7 MW frente a los 31.617 MW eólicos, según datos de Esios (REE).

“Salvo que se produzca un repunte en el almacenamiento, aumentará la dependencia del sistema eléctrico de los ciclos combinados, lo que ha renovado el debate en torno a los mecanismos de capacidad”, concluyen.

«El almacenamiento detrás de contador podrá participar en el mecanismo de capacidad»

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha celebrado este martes y miércoles la III Cumbre de Almacenamiento e Hidrógeno Verde, ha contado con más de 500 asistentes.

Durante la cumbre se han abordado grandes temas de actualidad del sector, como los nuevos mecanismos de capacidad, la situación regulatoria tanto a nivel nacional como en las diferentes Comunidades Autónomas, la seguridad de la tecnología o los retos y oportunidades de los proyectos en los territorios y su integración medioambiental y con la sociedad.

«El autoconsumo con almacenamiento detrás de contador de hasta 1 MW podrá participar en el mecanismo de capacidad», ha dicho Fátima García Señán, Subdirectora General de Almacenamiento y Flexibilidad, en red que ha sido uno de los pocos anuncios de las jornadas.

Desde UNEF reclaman que “aún queda mucho por hacer” y han identificado 10 barreras que piden derribar, con propuestas de soluciones:

España y Portugal se salvan de la quema: los mercados eléctricos europeos se disparan a los 140 €/MWh menos el ibérico gracias a la fotovoltaica

En la segunda semana de febrero, los precios de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron y superaron los 140 €/MWh de promedio semanal. Sin embargo, en el mercado ibérico, el aumento de la producción eólica y el descenso de la demanda eléctrica favorecieron el descenso de los precios. El mercado francés volvió a batir el récord de producción fotovoltaica para un día de febrero. El lunes 10, los futuros de gas TTF alcanzaron el valor más alto desde principios de febrero de 2023, superior a 58 €/MWh.

Producción solar fotovoltaica

En la semana del 10 de febrero, la producción solar fotovoltaica disminuyó en los principales mercados eléctricos europeos en comparación con la semana anterior. La tendencia a la baja se produjo después de dos semanas consecutivas de aumentos en la producción solar fotovoltaica semanal. Los mercados alemán y portugués experimentaron las mayores caídas en la producción con esta tecnología en comparación con la primera semana de febrero, del 38% y el 17% respectivamente. El mercado español registró el menor descenso, de un 0,4%.

En la semana del 17 de febrero, según las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting, la producción solar fotovoltaica aumentará en España, Alemania e Italia, revirtiéndose la tendencia a la baja de la semana anterior.

En la segunda semana de febrero, las temperaturas más elevadas y el incremento en el suministro de gas natural licuado contribuyeron a frenar el ritmo de descenso de las reservas europeas. La propuesta de Alemania, Francia e Italia para flexibilizar los requisitos sobre las reservas de gas para el próximo invierno también ejerció su influencia a la baja sobre los precios de los futuros de gas TTF. Además, la posible finalización de la guerra en Ucrania favorecería el aumento del suministro de gas desde Rusia, por lo que el anuncio de las conversaciones entre los presidentes ruso y estadounidense también propició el descenso de los precios.

Europa compra cada vez menos GNL, pero la mayoría se lo adquiere a EEUU y Rusia

La china Sungrow construirá la primera gran batería en Galicia

La compañía china Sungrow va a construir la primera planta de baterías de Galicia. La instalación 'Bess Sanxenxo', ubicada en el polígono de Nantes —en una parcela de 3.101 metros cuadrados—, en Sanxenxo, estará operativa en agosto y contará con una inversión total de 6,5 millones de euros.

Su capacidad de producción será de 20 megavatios hora (MWh), lo que permitirá abastecer a unas 2.500 viviendas. Asimismo, esta planta será la primera en su tipo en Galicia y una de las pioneras en España. Su tecnología se basa en baterías de lithium iron phosphate (LFP) bajo la modalidad "stand-alone", garantizando eficiencia y estabilidad en el suministro.

Este proyecto ha recibido, además, una adjudicación de 1,6 millones de euros del Gobierno de España a través del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno Verde y Almacenamiento. Su proximidad a una subestación eléctrica facilitará su integración a la red.

El subdelegado del Gobierno en Pontevedra, Abel Losada, resaltó el papel estratégico de esta instalación en el sistema energético. Según explicó, estos proyectos fortalecen el despliegue de las energías renovables al permitir un mejor equilibrio de la red y un suministro más estable, incluso en momentos de menor generación por factores climáticos.

Francia ofrece una tarifa reducida que acelerará el crecimiento del almacenamiento de energía y elevará la TIR al 14,9 % en zonas de alta producción

Los operadores de baterías podrían experimentar importantes aumentos de rentabilidad en 2025, gracias al cambio en los incentivos de la red, según Aurora Energy Research.

Un nuevo análisis de Aurora Energy Research destaca cómo las zonas de alta producción en Francia, donde las tarifas de red reducidas fomentan la carga en las horas pico, presentan oportunidades para los operadores. El proveedor de análisis de los mercados energéticos globales proyecta que las baterías que ingresen al mercado el próximo año podrían lograr una TIR del 13,0%. La tarifa opcional TURPE 7 para baterías podría aumentar aún más los retornos (hasta el 14,9%) al reducir las tarifas de red en 32,6 €/MWh durante las horas pico de inyección.

Los hallazgos de Aurora destacan que, en áreas con una producción significativa de energía renovable y una demanda baja, la tarifa opcional ofrece incentivos para consumir electricidad durante períodos de baja demanda. Por el contrario, en áreas de alto consumo, la tarifa opcional ofrece incentivos para producir electricidad durante períodos de alta demanda.

Emiratos financió un estudio para saber si puede provocar la lluvia en el desierto con granjas solares. La respuesta es sí

Ingeniería climática contra la sequía. Ante el drama de sus recursos hídricos menguantes, el gobierno de Emiratos Árabes Unidos financió un estudio publicado por investigadores alemanes en Earth System Dynamics. Los investigadores propusieron crear islas de calor artificiales mediante la instalación de grandes superficies negras (idealmente, granjas de paneles solares) para potenciar la precipitación en zonas áridas.

Un resultado prometedor. Los científicos simularon el impacto de estas superficies con modelos avanzados y obtuvieron resultados sorprendentes. Una isla de calor de 20 km² induce un aumento de las lluvias 571.616 m³ al día. Esto podría traducirse en suministros de agua para unas 31.000 personas. Solo con una superficie de 20 km².

Pero lo interesante del estudio no son sus resultados cuantitativos, sino la posibilidad de implementar estas superficies aprovechando infraestructuras existentes, como los paneles solares fotovoltaicos. Esta solución no solo abordaría la escasez de agua, sino que también contribuiría a la producción de energía renovable.

Cómo funciona. Que una granja de paneles solares pueda inducir la lluvia no es un concepto muy intuitivo, pero es algo que se lleva estudiando un tiempo, particularmente en el Sahara. Estas instalaciones, al absorber calor con sus paneles oscuros, podrían crear corrientes ascendentes que, bajo las condiciones adecuadas, desencadenarían tormentas de lluvia.

Nuevo estudio afirma que la captura de carbono es más costosa y dañina que el cambio a energías renovables

Los investigadores descubrieron que la implementación generalizada de tecnologías que extraen dióxido de carbono de los conductos industriales y del aire ambiente sería mucho más costosa y dañina que un hipotético cambio mundial a electricidad y calor provenientes de fuentes renovables, si se toman en cuenta los costos de la energía, las emisiones y los impactos en la salud.

La captura de carbono resulta más costosa que el cambio a energías renovables

Investigaciones recientes han revelado que la implantación generalizada de tecnologías destinadas a extraer dióxido de carbono (CO2) de los gases industriales y del aire ambiente sería considerablemente más costosa y perjudicial que una hipotética transición global hacia la electricidad y el calor provenientes de fuentes renovables. Esta conclusión se mantiene al considerar los costes energéticos, las emisiones y los impactos en la salud pública.

Las políticas climáticas que promueven tanto las renovables como la captura de carbono no diferencian entre soluciones buenas y malas. Por ello, los autores concluyen que cualquier normativa que fomente la captura y almacenamiento de carbono debe ser abandonada. La única vía efectiva para eliminar completamente las emisiones de gases de efecto invernadero y partículas contaminantes es poner fin a la combustión de combustibles.