V Congreso Nacional de Energía de Autoconsumo; Moisés Labarquilla (AUXSOL)

Moisés Labarquilla, Director ESPAÑA y PORTUGAL 

Los días 9 y 10 de mayo de 2024, se llevó a cabo con éxito la V Congreso Nacional de Energía de Autoconsumo en Madrid, España. Esta conferencia se erige como el evento más influyente en el sector de la energía de autoconsumo en España. Sara Aagesen, la Subsecretaria de Energía de España, asistió a la conferencia, donde se reunieron más de 400 expertos destacados y líderes de la industria en el campo de la energía renovable para adentrarse en las últimas regulaciones, políticas y tendencias innovadoras en el sector de la energía de autoconsumo.

Moisés Labarquilla, el Consultor de Productos Senior de AUXSOL, fue invitado a asistir a esta conferencia. Participó en discusiones en mesa redonda con otros ponentes, profundizando en la importancia de las nuevas regulaciones, especialmente en lo que respecta a la caída de tensión y las nuevas regulaciones de baja tensión, incluida la nueva instrucción técnica de instalaciones eléctricas en corriente continua ITC-BT-53, que exige la protección contra arcos eléctricos (AFCI).

Moisés Labarquilla mencionó: "AUXSOL ha cumplido con todos los requisitos técnicos de las nuevas regulaciones, incluida la protección contra arcos eléctricos AFCI y el soporte para la caída de tensión. Toda la gama de inversores AUXSOL está lista para el mercado español".

Durante la conferencia, el equipo de AUXSOL también interactuó ampliamente con fabricantes locales, distribuidores, instaladores y comercializadores, estableciendo conexiones con otros participantes en la cadena de valor.

¡AUXSOL continuará su compromiso de promover la adopción generalizada de energía renovable, impulsando el desarrollo de energía renovable y contribuyendo al camino de España hacia un futuro energético sostenible! ¡Esperamos verte el próximo año!

Incertidumbre sin precedentes en el sector por la llegada del coche eléctrico chino a Europa

La industria del automóvil está experimentando una rápida evolución, con cambios que se suceden a gran velocidad. China se destaca como un mercado crucial, superando su anterior posición que se limitaba al mercado local, sin ‘molestar’ al resto del mundo. Gracias a su impulso en la movilidad eléctrica, este país ahora lidera las ventas y está implementando estrategias de expansión que antes parecían inimaginables.

Los fabricantes chinos están decididos a aprovechar la oportunidad de ingresar al mercado europeo con más de 400 millones de consumidores potenciales. Los movimientos recientes de estas empresas confirman esta tendencia hacia la expansión en Europa.

He conducido 12 coches eléctricos chinos y puedo decir que los fabricantes occidentales están K.O.

Los fabricantes de automóviles europeos se enfrentan a un periodo de incertidumbre sin precedentes en el sector, lo que se espera que impacte negativamente en la evolución de los beneficios de las empresas. La competencia de China y la pérdida de competitividad son factores clave que contribuyen a esta situación, según señala el último informe elaborado por la Asociación Europea de Proveedores de Automóviles (CLEPA) en colaboración con McKinsey.

En el informe, también se resaltan desafíos estratégicos para el sector, como la reducción de la competitividad de la Unión Europea debido a los altos costes de producción (54%) y el avance tecnológico en otras regiones como China (39%). Benjamin Krieger, secretario general de CLEPA, ha subrayado que "el deterioro de la confianza en comparación con hace seis meses resalta la urgencia de mejorar la competitividad de la UE".null

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Pagar por producir luz: las eléctricas urgen a impulsar la demanda ante la amenaza de los precios negativos

Nuevo paradigma. Esta lluviosa primavera ha traído un fenómeno hasta ahora inédito en España y habitual en otros países europeos: precios negativos en el mercado mayorista de electricidad en las horas centrales del día. Esta situación, que tiene al sector en alerta, se dio por primera vez en España el pasado 1 de abril. Desde entonces, el denominado pool acumula 130 horas de cotizaciones del megavatio hora (MWh) por debajo de cero: como cinco días completos en los que los productores deben pagar para evacuar su electricidad en las horas de más consumo.

Para que los precios no sean negativos o “salgan de cero” hay que aumentar el consumo: estamos “muy adelantados en la oferta de energía”, gracias al empuje renovable, “pero muy atrasados en demanda”.

Una gran pata son los grandes centros de datos alimentados por grandes parques fotovoltaicos o eólicos. Las eléctricas llevan meses presionando para agilizar su conexión, eliminando los actuales topes a la inversión en distribución, vinculados al PIB. Ruiz-Tagle indicó que Francia “está invirtiendo el triple que nosotros en la red” y deslizó el riesgo de que “su energía nuclear barata” arrebate industria a España. “No tiene sentido que la industria esté mendigando conexión a la red”.

El mensaje es recurrente. En Irlanda, estos centros, altos consumidores de energía, llegaron a suponer el 20% de la demanda, cuando en España son un 0,3%. Según dijo hace unas semanas el consejero delegado de Endesa, José Bogas, “cada vez hay más casos” de empresas que descartan instalarlos en España, paraíso europeo de las renovables, por falta de red. Las grandes eléctricas defienden que son inversiones con periodos de ejecución muy breves que generan alto valor añadido y productividad.

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Es previsible que la CNMC tenga en cuenta sus demandas en la nueva metodología de cálculo de la retribución de la distribución para el periodo 2026-2031 que acaba de sacar a consulta. El regulador reconoce que hay que aumentar la capacidad de acceso a la red a “corto y medio plazo” para las instalaciones de generación, almacenamiento y demanda y cumplir los objetivos de descarbonización. Apunta que “a esta situación, cabe sumar la necesidad de incrementar el ritmo de electrificación de la demanda ante la evolución negativa que ha registrado en estos últimos años”, en un país que está a la cola en Europa en el despliegue del coche eléctrico.

El director general de Forestalia, Carlos Reyero, confiaba en que la tendencia de los precios sea “estabilizarse en lo razonable” gracias a la mejora de las redes y al impulso del almacenamiento. “No tiene sentido económico a largo plazo” que un bien “que es imprescindible y por su propia naturaleza es limitado”, como la electricidad, tenga precio cero o negativo. “El sistema encontrará rápidamente un punto de equilibrio y hablaremos de esto como de una anécdota”.

En una línea parecida se pronunciaba el presidente de Ence, Ignacio Colmenares, que vinculaba estos precios negativos a un “momento coyuntural en el que ha llovido mucho y hay mucho viento”. Con un precio medio de 34 euros/MWh en el 'pool' en el conjunto del año y la previsión de 55-60 euros para 2025 y 2026, según los futuros de Omie, “se puede invertir y la industria es competitiva”. “Salimos todos ganando, generadores y consumidores. No se puede uno poner nervioso porque en un momento dado haya cinco días con precios bajos. No pasa nada”, señaló Colmenares.señaló Colmenares.

El precio de la luz en horas solares baja un 94%

Así, el precio diario del mercado mayorista español hasta el 20 de mayo se sitúa en sólo 26,30 euros por megavatio hora (€/MWh). En las horas solares (entre las 10:00 y las 19:00) el precio medio fue de solo 3,91 €/MWh, mientras que en el resto de las horas, el promedio se sitúo cerca de los 40 €/MWh. Una coyuntura que obedece a que la energía fotovoltaica lidera en lo que va de mayo el mix de generación con el 24% del total, seguida de la eólica (22%) y de la nuclear (18%). La hidráulica ha aumentado su producción un 131% y la fotovoltaica un 13%, pero el crecimiento de las energías renovables es de solo el 4,6% porque la eólica ha retrocedido un 27%.

Las consecuencias de este fenómeno son muy relevantes porque, tal y como recalcan los analistas de Grupo ASE, la situación actual de precios "cero" se produce en las horas centrales del día. Es decir, en las que se concentra el consumo de todos los sectores de actividad y una elevada demanda. Por eso el impacto económico del hundimiento del precio en las horas solares es mayor que si se produjera en otras horas. Lo que ocurre es que el rápido crecimiento de la generación fotovoltaica durante los últimos cinco años (+400%) coincide con una notable caída de la demanda eléctrica (-10%), más acusada en las horas solares (-13%) porque también aumenta el autoconsumo. En 2024, la potencia instalada solar fotovoltaica continúa creciendo, aunque a menor ritmo que en años anteriores. Sin embargo, como la demanda eléctrica sigue retrocediendo, los precios en las horas de radiación seguirán hundidos si no aumenta la demanda.

Con todo esto, las previsiones climatológicas para la tercera y cuarta semana de mayo indican una caída de la generación eólica por debajo de su promedio, lo que elevaría los precios de la electricidad fuera de las horas de radiación solar.radiación solar.

El hidrógeno verde será un gran negocio en 2030, incluso por encima de las baterías

La industria del hidrógeno tiene el potencial para convertirse en un mercado que moverá miles de millones de euros en todo el mundo: grandes empresas están invirtiendo en tecnologías para buscar su trozo de este gran pastel.

El hidrógeno, que hasta hace unos años no dejaba de ser el ‘acompañante’ químico y poco útil de muchos compuestos, ha tomado una especial relevancia. Su potencial para convertirse en sistema de almacenamiento y transporte de energía para utilizarlo como combustible o como generador de electricidad ha hecho que su valor crezca muchos enteros. Extraído del agua por electrolisis empleando la energía limpia de las fuentes renovables crea hidrógeno verde convirtiéndose en el protagonista principal de la descarbonización.

El hidrógeno verde es una solución sostenible y crucial para reducir las emisiones de carbono y para impulsar la recuperación económica en medio de la transición energética. Su uso se relaciona estrechamente con la expansión de energías renovables, el transporte eléctrico (y pesado) y la mejora energética de las infraestructuras. La empresa alemana de tecnología y servicios, Bosch, calcula que el hidrógeno, empleado tanto en la industria como en la electromovilidad, podrían generarle alrededor de 5.000 millones de euros en ingresos anuales para el año 2030.

Javier González Pareja, presidente del grupo en España y Portugal ha concedido una entrevista a Europa Press en la que afirma que "Bosch cree y apuesta firmemente por la economía del hidrógeno; nuestras estimaciones dicen que en el año 2030, que parece que se ve muy lejos, pero es dentro de cinco años y medio, podríamos, solo en el área de hidrógeno, vender unos 5.000 millones de euros, que hoy sería el 10% de las ventas casi del área de electromovilidad. Y para eso ya desde el año pasado estamos invirtiendo 500 millones de euros al año",

El grupo busca promover el avance del hidrógeno derivado de fuentes renovables para alcanzar la neutralidad climática y garantizar su competitividad. Ofrece soluciones en pilas de combustible y motores de hidrógeno y, además, entrará en el sector de la producción que está experimentando un rápido crecimiento.

El presidente de la filial española de Bosch, que registró una facturación de ventas netas totales de 2.388 millones de euros en 2023, considera a España como un país fundamental para la producción de energía renovable, especialmente de hidrógeno verde.hidrógeno verde.

El mercado eléctrico supera en España las 500 horas a precio cero o negativo

Mucha energía solar, mucha hidráulica (desde octubre han entrado en la península 17 borrascas y muchos embalses rebosan), mucho viento (por las mismas borrascas) y temperaturas suaves, propias de la primavera, esa que ni achicharra ni congela, por lo que ni las calefacciones ni los aires acondicionados han tenido demanda. ¿Resultado? Mucha oferta y... menos demanda que cuando arrecia el frío o asfixia la calor. ¿Y en el mercado? Más de 300 horas a precio cero o negativo en los meses de abril y mayo, y más de 500, en lo que llevamos de año. Tanto precio cero y negativo nunca antes sucedió.

¿Beneficiarios?

Los consumidores que tienen contratada la tarifa regulada (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, PVPC), porque esa tarifa está en gran medida indexada a ese mercado (el mercado mayorista diario de la electricidad, coloquialmente conocido como pool). Porque, grosso modo, y en síntesis, cuando sube el precio en el pool, sube la factura PVPC; pero cuando baja el precio en el mercado diario mayorista, baja el PVPC (y eso es lo que ha sucedido esta primavera).

Los precios cero y/o negativos han sido calificados de "buenísima noticia en términos generales" por Greenpeace. Los ecologistas consideran que el precio negativo "manda señales de interés para acelerar la electrificación" de ciertos sectores todavía muy dependientes del gas o el petróleo, "como la industria y el transporte" (precios bajos de la electricidad animarán según Greenpeace a la ciudadanía a pasarse al vehículo eléctrico, en tanto en cuanto la electricidad sea mucho más barata que el gasóil, y la animarán presuntamente también a cambiar la calefacción de gas natural por la eléctrica).

"Gana el consumidor y gana el sistema", explican desde Greenpeace, que destaca el ahorro de emisiones de CO2 que supone el abandono de los combustibles fósiles (más hidráulica, eólica y fotovoltaica en el sistema es menos gas) y destaca también el ahorro económico que supone para familias y empresas -insisten desde esta oeengé- el dejar de consumir "gas caro y contaminante para usar electricidad barata y más limpia".

¿Futuro inmediato?

La tormenta perfecta (temperaturas primaverales, abundancia de agua y viento) va a dejar de ser este verano. Y los precios que se avecinan no serán tan benévolos con el bolsillo.

El "problema" son las horas solares, cuyo precio tanto Bogas como Revuelta (y los demás participantes en la jornada) vaticinan seguirá siendo muy bajo.

La opción nuclear es seis veces más cara que las energías renovables

Un estudio independiente del Clean Energy Council confirma los elevados costes iniciales y la carga que supondría para los consumidores la incorporación de la energía nuclear al mix energético australiano.

La construcción de reactores nucleares costaría seis veces más que la energía eólica y solar reforzada con baterías, según el informe independiente publicado por el Clean Energy Council.

Estos informes no incluían la gestión de residuos ni el desmantelamiento de una central nuclear en los cálculos de costes, por lo que el coste real podría ser aún mayor, según Thornton.

“Apoyamos una visión clara de los costes y el tiempo necesarios para descarbonizar Australia y, en este momento, la energía nuclear simplemente no se sostiene”, declaró Kane Thornton, director ejecutivo del organismo, quien advirtió de que los contribuyentes debían comprender los costos que tendrían que soportar si se ven obligados a pagar la factura de construir una industria nuclear desde cero durante un período de décadas.

El análisis elaborado por Egis, expertos en construcción e ingeniería, concluía también que la energía nuclear tenía escasa viabilidad económica en una red dominada por las energías renovables.

Según los objetivos actuales, las energías renovables cubrirán el 82% del mercado nacional de la electricidad australiano en 2030, es decir, al menos una década antes de que la energía nuclear pueda entrar teóricamente en funcionamiento.

Las centrales nucleares no están diseñadas para adaptarse a la generación de energía renovable, pero es que, además, Australia carece de industria nuclear porque está prohibida por las leyes estatales y de la Commonwealth, que habría que modificar.

Según Thornton, el análisis confirma que la construcción de centrales nucleares en lugar de renovables “dispararía” los precios de la electricidad.

El análisis se basó en el borrador de consulta GenCost 2023-24 del CSIRO, el estudio Small Modular Reactors del Mineral Council of Australia y el informe Lazard Levelized Cost of Energy Report, de referencia en el sector.

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