España, tercer país de la UE que más fotovoltaica ha instalado en 2020

La disrupción económica de la Covid-19 a nivel global no solo no ha podido con la energía fotovoltaica, sino que su resiliencia pone de manifiesto el potencial de esta tecnología para limitar el impacto de esta recesión y el impacto social de la pandemia, según se desprende del informe preliminar (Snapshot) del Mercado Fotovoltaico Global en 2020 de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Al menos 139,4 GW se han instalado o encargado en el mundo el año pasado y se calcula que una potencia instalada de unos 760,4 GW.

España, aunque no está incluida en el ranking de los 10 países del mundo con mayor potencia instalada durante 2020, dentro de la Unión Europea aparece como el tercer país con un crecimiento de 2,8 GW, por detrás de Alemania, con 4,9 GW nuevos instalados, y Holanda, que sumó 3 GW. Ambos países ocupan primer y segundo puesto por tercer año consecutivo. En cuanto a la potencia acumulada hasta 2020, España ocupa también el tercer puesto con 12,7 GW, después de Alemania (53,9 GW) e Italia (21,7 GW) y, en este caso, seguida por Francia (10,9 GW) y Holanda (10,2 GW).

En cuanto a la penetración de la energía fotovoltaica en su contribución para cubrir la demanda eléctrica, muy dependiente de la calidad de la radiación social decada país según su localización geográfica y clima, España ocupa el sexto puesto en el ranking mundial con un 9%, muy por encima de la media global del 3,7%. Lideran este ranking Honduras (12,9%), Australia (10,7%), Alemania (9,7%), Grecia 9,3%) y Chile (9,1%).

Por último, la AIE se refiere a la contribución de la energía fotovoltaica como catalizador de otras tecnologías con capacidad de reducir el impacto del cambio climático, como es el caso del hidrógeno, y convertirse en la fuente de energía más barata en algunos segmentos del mercado. Tras años de investigación y proyectos pilotos, dice el informe, se están construyendo las primeras plantas de hidrógeno verde en el mundo y menciona el proyecto de Mallorca. El pasado mes de octubre Acciona y Enagás anunciaron la compra del electrolizador para el proyecto industrial Power to Green Hydrogen Mallorca, que debería ponerse en marcha en 2021.

"Pensemos a lo grande: hagamos parques pequeños”

Anpier, la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica, ha lanzado una campaña de comunicación para promover un modelo de transición energética basado en parques fotovoltaicos medianos y pequeños, "porque no producen impactos graves sobre el territorio, son más eficientes, generan más empleo y están al alcance de las iniciativas empresariales locales: pymes y autónomos, dejando los beneficios en las economías de proximidad"

"Los parques pequeños se adaptan mejor a los entornos naturales, su energía no necesita alta tensión, porque se puede absorber en la propia red de distribución. Los parques solares de menos de 5 MW conectados a media tensión ofrecen una respuesta más social y sostenible". Por eso, esta organización sostiene que una de las claves está en el tamaño, con un eslogan ilustrativo: en esta transición energética, pensemos a lo grande: hagamos parques pequeños.


Anpier considera "encomiable los esfuerzos del Ministerio para la Transición Ecológica y del IDAE para fomentar la necesaria transición hacia la descarbonización de nuestro sistema energético", pero cree que "no es menos cierto que el modelo que se está imponiendo, también con las subastas celebradas hasta la fecha, entrega la generación a grandes parques y a grandes empresas".

Los altos precios de la electricidad: de la preocupación de los grandes consumidores a la oportunidad para las renovables

En los últimos meses, se está viviendo una escalada de precios en los mercados de energía. Es un crecimiento a la par de los precios en varios mercados, entre ellos los mercados de electricidad, de gas y de derechos de emisión de CO2. El último episodio hasta ahora de esta tendencia al alza ha sido el cierre del mes de abril con precios récord en varios mercados de electricidad en Europa. Entre ellos el mercado ibérico MIBEL, donde se ha registrado el mes de abril con el precio promedio más alto de toda su historia, de más de 65 €/MWh, eso en un mes de abril que acostumbra a ser de precios moderados con el aumento de la producción renovable y la caída de la demanda por la llegada de las temperaturas más agradables de la primavera.

El caso de los precios de los derechos de emisión de CO2 merece una mención aparte. Desde diciembre de 2020, mes tras mes, están marcando récords históricos y las cotizaciones diarias ya rozan los 50 € por tonelada. Este rally alcista y su verdadera naturaleza, coyuntural o estructural, generan mucha incertidumbre sobre su evolución futura. Una incertidumbre que proyecta su sombra sobre los precios de los mercados de electricidad.

La otra cara de la moneda de este episodio de precios altos son los productores de electricidad. Para las energías renovables, precios altos en el mercado puede suponer una oportunidad de conseguir mejor financiación y un incentivo para inversiones en nueva capacidad de generación. Una capacidad de generación con energías renovables que a su vez ayudará a mantener los precios en equilibrio en el futuro.

Es hora de empezar a desperdiciar energía solar

La energía solar es tan barata que necesitamos construir mucho, mucho más de lo que necesitamos.

Esa fue la sorprendente conclusión a la que llegó Marc Pérez, un estudiante de doctorado en ingeniería en la Universidad de Columbia, en 2014. Pérez estaba tratando de diseñar la red eléctrica más barata del mundo. Al utilizar una década de datos satelitales para calcular el potencial de energía solar en todo el mundo, diseñó la red óptima para producir la mayor cantidad de energía al menor costo.

Pérez descubrió que la sobreproducción no era un problema. A diferencia de una planta de carbón o gas natural, el combustible renovable es gratuito. Y apagar la salida de un panel solar podría hacerse electrónicamente, en comparación con el costoso proceso de hacer girar una turbina. “Malgastar” la energía tenía pocos costos.

La solución, argumentó en su tesis doctoral, fue construir en exceso y usar el excedente de energía solar para completar la red, en lugar de almacenar la mayor parte de esa energía adicional o mantener pequeñas las granjas solares para evitar la sobreproducción. En teoría, la estrategia podría reducir el costo de la electricidad hasta en un 75%.

“La solución de menor costo siempre conduce a un exceso de construcción”, dice Richard Perez, el padre de Marc e investigador asociado senior en la Universidad de Albany, quien desde entonces ha colaborado en la investigación de su hijo.“Siempre necesitará almacenamiento para pasar la noche. Solo necesitarás menos".

Aceptar la sobreproducción es un concepto extraño para los productores de energía, que han pasado décadas recortando cada dólar para optimizar los costos de las centrales eléctricas a lo largo del tiempo. Después de que los reguladores estadounidenses comenzaran a desregular ciertos mercados de electricidad en la década de 1970 , los productores de energía de repente se encontraron compitiendo en el mercado mayorista. Cada dólar gastado en una nueva planta de carbón, gas o nuclear significó mayores costos de electricidad con el tiempo para pagar todo ese concreto y acero.

Solar ha cambiado esa ecuación. En la última década, los precios de los módulos solares se desplomaron más del 90%, según la firma de investigación energética Wood Mackenzie. Mientras tanto, el costo de construir plantas convencionales como el carbón aumentó un 11%. Los paneles solares se han vuelto tan baratos que el verdadero costo de la electricidad está cambiando de los propios paneles solares al acero y la tierra necesarios para albergarlos. Imagínese si la parte más cara de una planta nuclear no fuera el combustible o el reactor, sino solo la tierra en la que se asienta.

Dos proyectos recientes muestran cuánto. El año pasado, Tobacco Valley Solar de 49 MW en Connecticut comenzó a funcionar con una relación de inversor de 1,84 (lo que significa que produce un 84% más de electricidad de la que puede producir su conexión a la red durante el pico de producción). Al norte de Los Ángeles, el proyecto de almacenamiento solar y de baterías Eland de 700 MW aprobado el año pasado cuenta con un 74% más de capacidad de la que puede suministrar a la red. El desarrollador, 8minute Solar Energy, ahora está planeando un segundo proyecto para 2021 en Nevada capaz de generar casi tres veces más electricidad que su calificación de inversor (una proporción de 2.91).

En última instancia, es poco probable que todo este exceso de capacidad solar permanezca sin explotar para siempre. Las tecnologías de almacenamiento de energía están evolucionando rápidamente. Las baterías son cada vez más baratas. Está surgiendo una economía del hidrógeno para convertir esos electrones adicionales en combustibles líquidos.

Una cosa es poco probable que cambie: cada año, la caída del costo de la energía solar incentivará a los desarrolladores a construir aún más. (+)

¿Qué se necesita para que todo lo que pueda ser smart sea smart en el sector de la energía?

El concepto de tecnología smart se basa en la recopilación de gran cantidad de datos a través de una gran cantidad de dispositivos que pueden compartir estos datos gracias a la interconexión masiva de todos ellos a internet. Debido a la disponibilidad de toda esa enorme cantidad de información, se supone que los dispositivos podrán tomar decisiones más fundamentadas para actuar de manera más inteligente y eficiente.

Si bien la recopilación de la información se hace habitualmente de manera descentralizada a partir de muchos dispositivos inteligentes, el análisis de esa información y la toma de decisiones se hace de forma centralizada, propagando esos resultados hacia los dispositivos encargados de llevar a cabo las tareas “inteligentes”.

Las tecnologías smart están en la base de la digitalización. Son las tecnologías que permiten recoger y tener disponible toda la información que permite la toma de mejores decisiones. El internet de las cosas (IoT, por sus siglas en inglés) o las tecnologías blockchain son todas ellas, junto con las tecnologías smart, herramientas para esta digitalización necesaria en la sociedad del conocimiento.

Las tecnologías smart tienen mucho potencial en un sector como el de la electricidad. Estas tecnologías pueden suponer una solución a algunos de los grandes retos a los que se enfrenta el sector eléctrico en los próximos años. Entre estos retos se encuentran la integración masiva de las energías renovables, la introducción del almacenamiento de energía en forma de baterías o de hidrógeno verde, la adopción del autoconsumo y la producción distribuida.

Como se ha visto, la importancia de disponer de la información necesaria y actualizada es primordial para el análisis y la toma de decisiones de manera informada y responsable. La plataforma de datos online de AleaSoft, AleaApp, es una herramienta orientada a ese objetivo de proporcionar la mayor cantidad de información a los profesionales del sector de la energía y la capacidad de analizarla para extraer el conocimiento que permita una profunda comprensión del comportamiento de los mercados de energía en Europa.

Hyundai y We Drive Solar desplegarán una red de carga de coches con tecnología bidireccional para el almacenamiento de energía renovable en Utrecht

La start-up holandesa We Drive Solar y el conglomerado coreano Hyundai, junto a un nutrido grupo de socios colaboradores tienen la intención de convertir la ciudad y la región de Utrecht en un ecosistema bidireccional, en el que las baterías de los coches eléctricos compartidos se utilizan a gran escala como almacenamiento de energía sostenible.

Hace dos años, se puso en funcionamiento la primera estación de carga pública bidireccional en Utrecht. Ahora hay casi quinientos puntos de carga en la ciudad y la región que no solo pueden cargar los autos eléctricos de manera sostenible, sino también descargarlos. Esto convierte a Utrecht en la primera ciudad y región con una gran red de puntos de carga bidireccionales.

A través de las estaciones de carga, los vehículos eléctricos no solo se recargarán, sino que también entregarán energía a la red cuando el almacenamiento de energía renovable a gran escala sea más necesario. Las estaciones se probarán inicialmente en el automóvil Ioniq 5 de Hyundai, que está equipado con tecnología de carga bidireccional. “A principios de 2022, la cantidad de automóviles aumentará a 150 automóviles compartidos bidireccionales en Utrecht”, dijeron las dos compañías en un comunicado.

Redexis apuesta por el desarrollo de proyectos renovables en España

La transición energética es una realidad imparable, de ahí que muchas empresas españolas estén haciendo verdaderos esfuerzos en adaptar sus negocios, invirtiendo en nuevos proyectos y tecnologías que les permitan tener un papel relevante en el camino hacia un nuevo modelo energético más seguro, competitivo y eficiente.

Una de ellas es Redexis. Además de seguir avanzando en el despliegue de nuevas redes para el transporte y distribución de gas natural y de nuevos puntos de suministro de GLP canalizado (gas licuado del petróleo), la compañía que preside Fernando Bergasa ha puesto el foco en aplicaciones renovables como el hidrógeno, el biometano y la solar fotovoltaica, lo que la convierte en una empresa de infraestructuras global, con proyectos relevantes que ya se están ejecutando por todo el país.

En el caso del GLP, Redexis ha consolidado su posición como segundo operador de propano canalizado a nivel nacional tras la adquisición, a finales del pasado año, de 4.230 puntos de gas licuado a Repsol, superando los 100.000 clientes. Esta operación -pendiente de los permisos pertinentes- se une a otras acciones realizadas con Cepsa, Nedgia y Repsol en los últimos cinco años para la adquisición de este tipo de activos.

Por otro lado, los cerca de 1.300 millones de euros invertidos en la última década en la expansión de redes energéticas avanzadas, hace que la compañía supere, a día de hoy, los 11.700 kilómetros en infraestructuras propias de transporte y distribución de gas, con más de 730.000 puntos de suministro en las 11 comunidades autónomas en las que opera, permitiendo a negocios, hogares e industrias ahorrar en su factura energética.

El hidrógeno renovable es una de las fuentes de energía por las que Redexis está apostando en estos momentos "como vector energético sostenible para la transición energética, aportando toda nuestra experiencia en el desarrollo de activos de distribución que permitan conectar productores de hidrógeno con consumidores", afirma Bergasa. A su juicio, las infraestructuras que permitan el transporte y distribución de hidrógeno renovable, "serán esenciales para el desarrollo de una economía sostenible y eficiente".

El autoconsumo es otro de los pilares en los que la compañía se apoya como parte de su plan de expansión. En 2020, impulsó el desarrollo de renovables con el lanzamiento de una nueva línea de negocio enfocada a la comercialización de soluciones fotovoltaicas de autoconsumo para hogares, negocios e industrias. A pesar de las dificultades que ha planteado la pandemia, las cifras de autoconsumo en España han batido nuevo récord en España en 2020, con 596 nuevos MW instalados en el país, lo que lleva a una potencia total acumulada superior a 1,5 GW, según datos de UNEF.