EEUU instalará 14,5 GW de almacenamiento en baterías hasta 2024, de los que el 63% será con energía solar

De los 14,5 gigavatios (GW) de capacidad de almacenamiento de energía en baterías que se prevé que estén en línea en los Estados Unidos de 2021 a 2024, 9,4 GW (63%) se ubicarán junto con una planta de energía solar fotovoltaica (PV), según los datos informados y recogidos en el Informe Anual de Generadores Eléctricos de la Administración de Información Energética de EEUU (EIA). Otros 1,3 GW de almacenamiento en baterías se ubicarán en sitios con turbinas eólicas o generadores de combustibles fósiles, como plantas de gas natural. Los 4.0 GW restantes de almacenamiento de batería planeado se ubicarán en sitios independientes.

Tesla acaba de firmar el mayor contrato de Megapack de su historia, con un suministro de 6 GWh y 2 GW de potencia. Los inmensos paquetes de baterías se instalarán en la planta de Arevon en California

Más del 90% de la capacidad de almacenamiento de baterías planificada fuera de las regiones RTO e ISO se ubicará junto con una planta solar fotovoltaica. En algunas plantas de energía solar fotovoltaica coubicadas, las baterías pueden cargarse directamente desde el generador solar en el sitio cuando la demanda de electricidad y los precios son bajos. Luego, pueden descargar electricidad a la red cuando la demanda de electricidad es mayor o cuando la generación solar no está disponible, como ocurre por la noche.

El mercado mundial de almacenamiento se triplicará y agregará 30GW al año para 2030

Crecimiento acelerado de Redexis en el mercado de autoconsumo solar fotovoltaico

Redexis, compañía integral de infraestructuras energéticas dedicada al diseño, instalación y mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas para autoconsumo particular e industrial y al desarrollo y operación de redes de transporte y distribución de gas natural, ha anunciado hoy sus principales cifras operativas en el mercado de la energía solar fotovoltaica, que muestran un fuerte crecimiento en 2021, año en el que ha conectado 950 kWp de nueva capacidad de energía solar fotovoltaica, un 325% más que en el mismo periodo del año anterior a cierre de 31 de agosto. Alrededor del 30% de la nueva potencia contratada en 2021 corresponde a instalaciones mayores de 120 kWp.

Asimismo, la compañía espera finalizar 2021 con más de 9.000 kWp de capacidad de energía solar fotovoltaica en funcionamiento, lo que supone evitar 3.375 tn de CO2/año de emisiones de emisiones y ahorros en el consumo eléctrico.

Redexis ya opera más 1.200 kWp de capacidad de energía solar fotovoltaica, con un total de 50 proyectos solares en España y actualmente tiene en construcción cerca de 3.300 kWp en diferentes fases de desarrollo en todo tipo de sectores como industria, servicios, distribución y así como en el mercado doméstico, donde más de 185 proyectos se encuentran en fase de tramitación.

Este incremento se apoya fundamentalmente tanto en el sector residencial como en el terciario e industrial. Durante este año, Redexis ha ejecutado instalaciones en clientes del sector hotelero como el Hotel Coral Cotillo Beach en Canarias, en el sector agroalimentario como en los invernaderos almerienses de la empresa Econíjar o en el sector industrial como la empresa Panorama.

España 4.º puesto en la amortización de fotovoltaica residencial, 2° en comercial

Un informe elaborado por BloombergNEF y Schneider Electric sobre el potencial para el autoconsumo solar sobre cubierta de diferentes países concluye que, en nuestro país, la TIR es del 17% para los clientes residenciales y del 19% para los comerciales.

La consultora estadounidense Bloomberg New Energy Finance y la empresa francesa de equipos eléctricos Schneider Electric han presentado en un informe un argumento económico convincente para que los responsables políticos de todo el mundo sigan el ejemplo de California de imponer la energía solar en las viviendas de nueva construcción, que también empieza a extenderse en algunos länder de Alemania.

En el estudio se examinan Francia y California, junto con España, Australia y el estado de Nueva Jersey en Estados Unidos. Los autores de “Realizing the Potential of Customer-Sited Solar” afirman que el periodo de amortización de cinco años de las instalaciones solares instaladas en edificios en el California se reduce a la mitad en el caso de los sistemas instalados en la fase inicial de construcción de los edificios, debido a la reducción de los costes de marketing, venta, mano de obra y construcción. Así, los sistemas solares en edificios de nueva construcción en el estado estadounidense pueden ofrecer una tasa interna de retorno (TIR) del 40% anual sobre su coste de inversión, en lugar del 20% de TIR que ofrecen los sistemas instalados posteriormente.

Nuestro país ocupa el 4.º puesto en la amortización de sistemas residenciales y el 2.º en la de comerciales de los 10 países analizados en el informe.

La idea central del informe es la necesidad de que los legisladores introduzcan políticas para liberar el potencial global de la energía solar en los tejados que, según los autores del estudio, podría impulsar 2 TW de energía solar doméstica y comercial in situ para mediados de siglo, además de alrededor de 1 TWh de almacenamiento de energía local.

Ribera tacha de «inmenso error» la advertencia de las eléctricas y no ve justificada una revisión de tarifas

La vicepresidenta para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha tachado en el Pleno del Congreso de «inmenso error» la advertencia de las grandes empresas eléctricas sobre un posible adelanto del cierre nuclear y no ve justificada la revisión de tarifas, como han trasladado algunas compañías.

El largo declive de la energía nuclear a la sombra de la eólica y la solar

En 2020, la generación de energía nuclear se desplomó por un margen sin precedentes de más de 100 TWh (a excepción de las secuelas inmediatas de los eventos de Fukushima en 2011-2012), mientras que la capacidad nuclear operativa neta crecía en 0,4GW alcanzando un nuevo pico a mediados de 2021, según el último Informe sobre el estado de la industria nuclear mundial 2021 (WNISR2021).

En términos generales, la energía nuclear ha estado estancada durante 30 años. WNISR señala que el parque mundial de 415 reactores es 23 menos que el pico de 2002 de 438, pero la capacidad nuclear y la generación han aumentado marginalmente debido a la mejora de la potencia y a la construcción de reactores más grandes.

Pero hay una gran diferencia con la situación de hace 30 años: la flota de reactores era joven entonces, ahora es vieja. La edad media de la flota mundial de reactores sigue aumentando y, a mediados de 2021, alcanzó los 30,9 años. La edad media de los 23 reactores cerrados entre 2016 y 2020 fue de 42,6 años.

El año pasado, la generación nuclear en los EEUU disminuyó en un 3.6 por ciento al nivel más bajo desde 2012, mientras que la energía eólica aumentó en un 14 por ciento y la solar en un 22 por ciento.

La generación nuclear de Francia cayó un 12 por ciento en 2020, señala WNISR, al nivel más bajo en 27 años. Con los servicios públicos cargados de deudas, las enormes responsabilidades por el desmantelamiento y la gestión de residuos, una flota de reactores envejecida y un aumento catastrófico de los costos de los nuevos reactores, la situación es desoladora.

Por último, el informe WNISR detalla el progreso lento e inestable de los pequeños reactores modulares. El informe señala que “los reactores modulares pequeños (SMR) obtienen mucha cobertura de los medios, algo de dinero público, pero hasta ahora no están disponibles comercialmente y no lo estarán hasta dentro de 10 a 15 años, si es que alguna vez lo están. Los proyectos piloto en Argentina, China y Rusia han sido decepcionantes”.

En el informe WNISR2021, coordinado por Mycle Schneider, han participado trece expertos interdisciplinarios de Canadá, Francia, Alemania, Japón, Líbano, EEUU, Ucrania y Reino Unido, de los mejores think tanks como Chatham House en Londres y prestigiosas instituciones académicas como Harvard en Cambridge, Meiji en Tokio, Universidad de Nagasaki, Universidad de Columbia Británica y la Universidad Técnica de Berlín.

Crisis en la senda verde europea: "El gas y el carbón son más atractivos que las renovables"

El descontrol de los precios de la electricidad dispara las dudas entre inversores y empresas de la rentabilidad que existe sobre el despliegue de renovables frente a las fuentes de energía tradicionales.

La crisis eléctrica que vive Europa ha provocado un terremoto en consumidores, Estados, empresas e inversores. El efecto sobre la factura de la luz, su impacto sobre la inflación y las medidas de urgencia de los gobiernos para frenar esta sangría han torpedeado la senda verde en la que están inmersas las grandes compañías para cumplir los objetivos de descarbonización de la economía.

Este escenario compromete el atractivo que habían encontrado los inversores. “¿Quién va invertir ahora en renovables con este escenario?”, comenta un alto directivo de una energética con un gran posición en renovables. “Si hay que pagar 80 o 100 euros/MWh de renovables, cuando el gas se paga 20 y el carbón 60 euros/mwh, el plan de descarbonización de la Unión Europea está en riesgo. El gas y el carbón son ahora más atractivos que las renovables”, insiste.

Los mercados de gas europeos siguen atrapados desde hace meses entre sus bajos niveles actuales de almacenamiento, la fuerte demanda de gas natural licuado (GNL) desde Asia y una reducción de los suministros por gasoducto desde Rusia y Noruega. “Los precios diarios registran máximos históricos y los futuros para este invierno han subido un 200% y superan los 70 euros/MWh”, recuerdan los analistas del Grupo ASE.

En España, las centrales de ciclo combinado que utilizan este gas se han convertido en septiembre en la principal fuente de generación del mix con el 26%, desplazando a la nuclear (24,3%) a la segunda posición. El carbón, por su parte, ha generado el 2,5% del mix frente al 1,6% de agosto y el 1,4% de julio. La fotovoltaica y la eólica han generado de forma conjunta en este mes el 21,9%.

Desmontando el oligopolio eléctrico

Llama la atención que las recientes medidas del Gobierno para abaratar el precio de la electricidad no se haya traducido en un fuerte empuje al autoabastecimiento y las comunidades energéticas, sin duda parece que habrá apoyos a partir de los fondos Next Generation, pero también sin duda se han perdido y se están perdiendo años y años sin que se tome como una política de Estado la necesidad de cubrir todos y cada uno de los tejados de este país con placas solares.

Empezamos por este tema concreto porque es una de las cuestiones claves para aumentar niveles de competencia para escapar del oligopolio energético. La idea de aplicar políticas y medidas económicas adecuadas para un futuro descentralizado de la energía, es muy potente, recordemos que todavía tenemos una tasa de dependencia energética (energía que importamos de otros países) del orden del 73%, una de las mayores de toda la UE; y a este respecto, el autoconsumo y las comunidades energéticas vendrían a reducir nuestras demandas de electricidad de las redes en un 20-25% si podemos acceder a tejados o fachadas solares, piensen también en la España rural, naves industriales, etc.; además, estas instalaciones no tendrían impactos significativos sobre ecosistemas y paisajes como otras instalaciones masivas de fotovoltaicas o eólicas

Alemania acaba de conseguir alcanzar dos millones de tejados solares con una insolación algo mayor que la mitad de España[1]. El primer millón de tejados solares se podría alcanzar en 2025 o incluso antes, implicaría 17.603 hectáreas, supondría una potencia instalable de 10.400 MW y una energía producible de 15.500 GWh/año con periodos de recuperación de la inversión de 5 a 7 años (que con los precios actuales de la energía serían más cortos) y se llegaría a 7,45 millones de personas abastecidas por energía solar y generarían empleo del orden de 15.532 personas. Otros informes como el de idealista y CIEMAT llegan a resultados similares, pensando en los 25 millones de tejados que existen en España. Otros artículos científicos de la academia arrojan resultados también muy prometedores para España y para ciudades también, como el caso de Madrid o Valencia. (+)