La AIE anuncia el fin de una era: "La demanda de petróleo dejará de crecer al final de la década"

"La era del crecimiento de la demanda mundial de petróleo llegará a su fin en la próxima década", ha asegurado el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, en las Perspectivas Energéticas Mundiales de la agencia. Este ha sido un mensaje más firme que el del informe del año pasado, que enfatizó que "no había un pico definitivo" en el horizonte. El mundo ha llegado al punto que temían todos los productores: el peak oil demand.

Además, en el corto plazo la situación tampoco será sencilla. El consumo global de petróleo no volverá hasta 2023 al máximo que se alcanzó en 2019 si hay una recuperación económica rápida, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE) que considera que esta próxima década será la última de crecimiento de la demanda petrolera.

En un escenario en que la recuperación económica tardara más y el producto interior bruto (PIB) mundial no igualara el de 2019 hasta 2023, el consumo de petróleo no volvería al nivel anterior a la crisis del coronavirus hasta 2027, indicó este martes la AIE en la presentación de su informe anual de perspectivas.

Fatih Birol confirmó que "la era del crecimiento (del petróleo) tocará a su fin en los próximos diez años" e insistió en que para impedir ese aumento hacen falta medidas por parte de los gobiernos.

El crecimiento a largo plazo de la demanda de petróleo será moderado por el cambio a vehículos más eficientes o eléctricos, pronosticó la AIE. El consumo aumentará en unos 750.000 barriles por día cada año para llegar a 103,2 millones por día en 2030. Eso es aproximadamente 2 millones por día menos de lo previsto en el informe del año pasado.

Birol subrayó que "la crisis del covid ha trastocado el sector de la energía más que cualquier otro acontecimiento en la historia y creo personalmente que esta crisis dejará cicatrices durante muchos años".

De acuerdo con los cálculos de la agencia, la demanda energética se reducirá globalmente un 5% este año, con caídas del 8% del petróleo, del 7% del carbón y del 3% del gas natural, mientras que habrá una ligera progresión de las renovables.

Lazard pone precio al hidrógeno: los costos de las renovables y las baterías siguen cayendo aunque la eólica a menor ritmo

El último análisis anual de costo nivelado de energía de Lazard (LCOE 14.0) muestra que a medida que el costo de la energía renovable continúa disminuyendo, ciertas tecnologías (por ejemplo, eólica terrestre y solar a escala de servicios públicos), que se volvieron competitivas en costos con la generación convencional hace varios años sobre una base de nueva construcción, continúan manteniendo la competitividad con el costo marginal de las tecnologías de generación convencionales existentes.

El LCOE de este año, por primera vez, incluye un estudio del hidrógeno como componente de combustible suplementario para la generación de gas de ciclo combinado. En este caso, el costo medio se encuentra en los 127 dólares por MWh utilizando un 20% de hidrógeno verde procedente de energías renovables.

“A medida que los costos de energía solar y eólica a gran escala continúan disminuyendo y compiten con el costo marginal de generación de energía convencional, el enfoque sigue siendo abordar el desafío de la intermitencia ”, dijo George Bilicic, vicepresidente y director global del Grupo de Energía, Energía e Infraestructura de Lazard. «Por primera vez, hemos integrado hidrógeno verde y azul en nuestros análisis, que reconoce la creciente apreciación del sector del papel potencialmente disruptivo y estratégico del hidrógeno en la gestión de la intermitencia de la generación de energía renovable».

El costo de generar energía a partir de proyectos eólicos terrestres y solares a escala de servicios públicos se redujo en un 2% y un 9%, respectivamente, durante el año pasado.

Los costos de almacenamiento han disminuido en la mayoría de los casos de uso y tecnologías, particularmente para aplicaciones de menor duración, en parte impulsado por las preferencias cambiantes de la industria con respecto a la química de la batería.

La superautopista eléctrica a través de Europa

Crear una ultra red eléctrica que una Europa, permitiendo que fluya desde el sur hacia el norte la energía generada con el sol, y en sentido contrario la producida en el Mar del Norte con los grandes aerogeneradores eólicos, nos acercaría mucho más al objetivo de descarbonización que la Unión se ha marcado. 

Se complementaría con la generación de hidrógeno con energías renovables y el almacenamiento con bombeo, las otras dos patas de esta ecuación que propone el físico y exdirector general de MADE Antonio de Lara*. 

Para España supondría, además, la llegada de grandes inversiones para instalar fábricas en las que obtener productos para la nueva economía ecológica.

Las innovaciones en módulos fotovoltaicos ayudarán a reducir aún más los costes de la solar

La industria solar mundial ha experimentado un crecimiento importante en la última década, ya que la demanda anual de energía solar aumentó año tras año al tiempo que el costo de la energía solar disminuía significativamente.

En la década de 2020, los costos de los módulos solares seguirán cayendo, aunque a un ritmo mucho más lento. En cambio, la mejora en la eficiencia del módulo y la clase de energía impulsará la tendencia de la inversión hacia adelante y, en última instancia, reducirá el costo nivelado de la energía solar (LCOE), según una nueva investigación de Wood Mackenzie.

En su último Informe de mercado de tecnología de módulos solares fotovoltaicos 2020 , Wood Mackenzie examinó tres tecnologías que tienen el potencial de mejorar la clase de energía y el rendimiento del módulo solar: obleas grandes, celdas de tipo n y técnicas a nivel de celda y módulo.

La autora del informe, Xiaojing Sun, dijo: “Descubrimos que los módulos fotovoltaicos hechos de obleas grandes, como el formato M6, M10 o G12, podrían reducir el gasto de capital de un proyecto solar a gran escala entre un 3% y un 9%. El ahorro de costes sería atractivo para los desarrolladores e instaladores solares, lo que impulsará la adopción de la tecnología por parte del mercado «.

Sun dijo que la mayoría de los principales fabricantes de módulos de silicio han anunciado productos de módulos grandes, y muchos de ellos están en camino de producir módulos grandes comercialmente entre el cuarto trimestre de 2020 y el cuarto trimestre de 2021.

Quién está causando el cambio climático?

 

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Anpier pide reservar el 20% en las subastas de renovables a proyectos pequeños para que la riqueza solar beneficie a todos

La Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica, Anpier, pide al Gobierno reservar el 20% de la potencia a subastar para proyectos de hasta 5 MW y que estos tengan mejores condiciones de acceso dados los beneficios socioeconómicos y medioambientales que aportan al interés general. De no hacerse así, la asociación advierte que la riqueza solar de España podría quedar en manos de grandes fondos internacionales.

Anpier ha elaborado unas propuestas para que en las próximas subastas de generación de energía renovable no se siga favoreciendo la concentración desmesurada de la propiedad y se aproveche la oportunidad de redistribuir, al menos en parte, la riqueza solar en nuestro país, un activo que habría de ser priorizado entre las maltrechas economías rurales.

La propuesta de la asociación para la subasta de generación renovable se basa en diez puntos fundamentales:

1) Aval reducido de 10.000 €/MW para instalaciones de menos de 5 MW.

2) Plazos diferentes en función de las tecnologías. En el caso de fotovoltaica, plazo de ejecución de 3 años, con extensión de 6 meses adicionales con penalización.

3) Reserva del 20% de la potencia subastada para proyectos de hasta 5 MW y conectados a tensión de hasta 36 kW.

4) Prioridad para los pequeños proyectos (menos de 5 MW) en el acceso a conexión a red.

5) Prioridad en la tramitación administrativa para proyectos pequeños, que habría de ser simplificada y con plazos de resolución reducidos.

6) Limitar la capacidad obtenida en una subasta a un máximo de un 15% por agente.

7) Información pública y actualizada vía web del Ministerio para la Transición Ecológica de la capacidad de las redes de distribución, información que solo conocen las distribuidoras de cada zona y que no comparten, limitando la competencia y libre concurrencia.

8) Cuando se solicite potencia eléctrica en un punto de conexión, la compañía distribuidora debería indicar la potencia que se puede admitir de la propuesta, en el caso de que la solicitud exceda la potencia disponible.

9) Protección de terrenos de uso agrícola, penalizando en la subasta proyectos de más de 5 MW que ocupen suelos de regadío, salvo que el promotor garantice la compatibilidad de ambos usos.

10) Previsibilidad en la celebración de subastas a cinco años vista, con un calendario conocido y con unas condiciones definidas con suficiente antelación.

Endesa construirá una planta fotovoltaica con baterías en Canarias a menos de 1M€ por MW/MWh

La eléctrica Endesa ha presentado la solicitud de autorización administrativa, declaración, en concreto, de utilidad pública y evaluación de impacto ambiental de la Instalación Planta Fotovoltaica Arguineguín 2, en el término municipal de Mogán en la isla de Gran Canaria.

Se trata de una planta fotovoltaica de 7 MWp que contará con un sistema de almacenamiento por baterías de ion litio de 7,5 MWh.

Según la documentación presentada ante el Gobierno de Canarias, la planta constará de 15.568 de módulos fotovoltaicos de la marca Risen Energy RSM144-7- 450BMDG, de 0,450 kWp, tendrá tres inversores de la marca Santerno modelo SUNWAY TG1800 1500V TE, de 1666,67 KW, por tanto tendrá una potencia nominal de 5 MWn.

Asimismo, la planta de baterías constará de tres unidades de módulos de baterías de 2,5 MWh de capacidad de almacenamiento cada uno, con sus respectivos inversores bidireccionales y transformadores.

En total, el proyecto de ejecución de la planta asciende a 6,31 millones de euros, por lo que Endesa construirá por menos de un millón de euros por MW de potencia instalada y MWh de almacenamiento una central solar en España.

Este precio es algo inferior a otros proyectos de almacenamiento que la eléctrica ha llevado a cabo en España como es el que tiene en la central de Carboneras donde costó un millón de euros por MWh la instalación de baterías en la central térmica.

Pero estos sistemas de baterías no son los únicos en los que trabaja Endesa en cuanto a almacenamiento energético se refiere. La compañía, por ejemplo, ya bombea agua a través de la central hidroeólica de Gorona del Viento en la isla de El Hierro.

También en Canarias posee el proyecto Graciosa, en la isla del mismo nombre. El sistema de La Graciosa incluye una tecnología de almacenamiento energético híbrido mediante ultracondensadores y baterías salinas, que servirá para regular la tensión en la red equilibrando las bajadas y subidas provocadas por la intermitencia en la energía de origen solar.