Efimarket

07/11/2012

Demostrado: el apagón nuclear alemán ya genera beneficios económicos y medioambientales

El desastre de Fukushima no provocó la decisión de Alemania de abandonar la energía nuclear, sólo aceleró un proceso que estaba en marcha desde hacía al menos una década, según varios expertos. Los alemanes han conseguido desligar su crecimiento económico del suministro energético y la dependencia atómica.

Cuando la canciller alemana, Angela Merkel, anunció el cierre de ocho centrales nucleares y la revisión del resto, sólo habían pasado cuatro días del accidente de Fukushima, sucedido el 11 de marzo de 2011. Aún se desconocían las dimensiones del desastre y muchos vieron en el apagón nuclear germano una decisión precipitada, cuando no una “estupidez” de los políticos, como titularía la revista Forbes. Sin embargo, los alemanes son demasiado serios y lo que menos hay en el adiós de Alemania a la energía nuclear es precipitación. Llevaban tres décadas preparándose para un abandono que ya les está dando beneficios económicos y medioambientales.

En una serie especial, el Bulletin of Atomic Scientists (BoAS) ha reunido a una serie de expertos para analizar el desmantelamiento de las centrales nucleares alemanas y su impacto sobre la economía y la vida de los alemanes. Según el plan anunciado por Merkel, aprobado por el parlamento federal alemán en julio de 2011, a las ocho plantas cerradas se le irán añadiendo las otras nueve que siguen operativas de forma paulatina. Para 2022, Alemania ya no tendrá energía nuclear. Otras fuentes, en especial las renovables, tendrán que tomar el relevo. Y esa transición tendrá que hacerse sin poner en peligro la economía del país.

“La decisión alemana de conseguir un futuro sin nucleares fue de todo menos precipitada e irreflexiva”, escribe el editor del BoAS, John Mecklin, en la presentación de los cinco artículos que forman esta edición especial. La decisión de Merkel, una pronuclear en el pasado reciente, bebe en realidad de un poso histórico que nace con las primeras movilizaciones contra la instalación de centrales nucleares en los años 70 y se realimenta con Chernóbil. Fukushima sólo da la puntilla a un cadáver andante. Mucho antes del tsunami que golpeó las centrales japonesas, en Alemania había consenso político y social contra lo nuclear.

Mapa nuclear de alemania — Este es el mapa nuclear alemán a agosto de 2011: Un total de 15 centrales desmanteladas, varias de ellas en territorio de la antigua RDA (en verde), otras ocho paralizadas (en amarillo) y las nueve restantes dejarán de funcionar en 2022. / Bundesamt für Strahlenschutz

Ya en 2002, gobernando una coalición de socialdemócratas y verdes, se aprobó una ley que incluía la prohibición de construir nuevas centrales y limitar la producción eléctrica de las existentes. Con el cambio de gobierno, en 2005, los conservadores no cambian la legislación. A lo más que llegó Merkel fue a ampliar la vida útil de los reactores, medida que anuló tras Fukushima. Hoy, el 90% de la población germana es favorable al apagón nuclear.

De hecho, el gobierno de Merkel aprobó la energiewende, un ambicioso plan para pasar toda la economía alemana a una estructura energética baja en emisiones y sin usar la energía nuclear. Como destaca el profesor de la Universidad Libre de Berlín, Lutz Mez, “la energiewende ha desligado el crecimiento económico del suministro energético”. Alemania es de los pocos países industrializados que ha reducido sus emisiones. Sus necesidades de energía primaria han pasado de 14.905 petajulios (unidad para medir energía) en 1990 a 13.374 en 2011. En ese mismo periodo, las emisiones de CO₂ han pasado de 1.042 millones de toneladas a 800 millones de toneladas.

El desmantelamiento nuclear no afecta al crecimiento económico

¿Ha perjudicado esta reducción del consumo energético a la economía alemana? En absoluto. El Producto Interior Bruto (PIB) de Alemania fue de 1,8 billones de euros en 1990. En 2011 ya era de 2,44 billones de euros, un aumento del 36%. Y todo eso, con una reducción de la energía de origen nuclear, que ha pasado del 11,2% hace 22 años, al 8,8% del año pasado. De hecho, aunque el consumo de electricidad ha aumentado, las centrales nucleares han reducido a la mitad sus aportaciones hasta el 17,6%. Una cuarta parte de la electricidad del primer semestre de 2012 ya procedía de energías renovables.

Porque esa es otra de las singularidades del apagón nuclear: su vinculación a la lucha contra el cambio climático. Alemania, cuarta potencia económica y sexto emisor de CO₂, se ha propuesto para 2020 reducir sus emisiones en un 40% con respecto al nivel de 1990. Y, para 2050, están confiados en bajarlas hasta el 95%.

“A diferencia de otros muchos países, donde hay una gran división sobre si el apoyo a las renovables tiene sentido desde un punto de vista económico, en Alemania hay un relativamente gran acuerdo sobre su papel crítico en el futuro del país”, razona Miranda Schreurs, también de la Universidad Libre de Berlín. Precisamente, una de las razones del consenso político de los alemanes sobre el apagón nuclear es que ha venido generando una industria alternativa muy pujante. El sector eólico, por ejemplo, daba trabajo a 27.000 personas (entre directos e indirectos) en 2000. Cuando Fukushima, trabajaban 370.000 sólo en la eólica.

Bueno para el medio ambiente, bueno para la economía, pero también bueno para el bolsillo de los alemanes. En el último de los trabajos publicados por el BoAS, el investigador del Instituto de Ecología Aplicada y uno de los miembros del Grupo de Expertos del Energy Roadmap 2050 de la Comisión Europea, Felix Matthes, analiza los diferentes escenarios de precios finales de la electricidad en una Alemania sin nucleares. En el escenario más probable, el recibo de la luz podría subir unos cinco euros por megavatio-hora durante algunos años alrededor de 2022, fecha en la que se apagará la última central nuclear alemana. Sin embargo, también existe la posibilidad de que no suba el precio. También estima que el impacto negativo del cierre de todas las centrales en favor de las renovables sobre el PIB podría suponer el 0,3% en los años anteriores a 2030. Muy poco, si se compara con los riesgos de otro Fukushima.

Visto en esmateria.com

06/11/2012

Biocarburante sí, pero no los procedentes de tierras de cultivo

La Comisión Europea dio el mes pasado la razón a quienes desde hace años señalan a los biocarburantes como una de las causas del hambre en el mundo y de la subida del precio de los alimentos. Bruselas anunció un cambio legal para limitar el uso de biocombustibles procedentes de tierras de cultivo y que a partir de 2020 solo serán subvencionables los procedentes de desechos, paja o algas, que no pueden ser sospechosos de encarecer la comida. Su mensaje es: biocarburantes sí, pero no todos.

Intermón Oxfam, por ejemplo, publicó el pasado septiembre un informe titulado «Las semillas del hambre» sobre el tema, en el que afirma: “La sed europea de biocombustibles augura más hambre, mientras los precios de los alimentos se disparan”.

Lourdes Benavides, responsable del estudio, afirma: “No tiene sentido que se produzca en países pobres carburante para nuestros automóviles. Se desvían recursos a la exportación de cereales, azúcar u oleaginosas y además, eso incide en la subida de los precios de los alimentos”. La propuesta de la Comisión, según Benavides, “da una señal clara al mercado y a los productores de los carburantes. Es un paso adelante, pero es insuficiente y llega tarde”.

También hay críticas entre los ecologistas, con el argumento de que si arrasas un bosque tropical para producir biodiésel que luego se transporta a la otra parte del mundo, las ventajas en forma de reducción de emisiones no son tales. “Siempre ha estado la polémica sobre las reducciones reales de gases de efecto invernadero que tienen los biocarburantes. Depende de la tierra en la que se cultive. No es lo mismo en una selva forestal sobre una turbera y que se traslade grandes distancias. No es lo mismo que el bioalcohol producido cerca del lugar de consumo. Debería prohibirse en ciertas tierras”, afirma el ecologista Ladislao Martínez.

La Comisión Europea acepta estos argumentos y, en un comunicado publicado ayer, anuncia una reforma legal que limita “al 5% el uso de biocombustibles fabricados a partir de cultivos alimentarios con el fin de alcanzar el objetivo de 10% de energía renovable” fijado en la directiva europea.

Connie Hedegaard, comisaria de Acción por el Clima, declaró en una nota: “Para que los biocombustibles contribuyan a combatir el cambio climático, debemos utilizar aquellos realmente sostenibles. Tenemos que invertir en biocarburantes que reduzcan realmente las emisiones y no compitan con la producción de alimentos. Ello no significa en modo alguno que abandonemos los de primera generación, sino que es una señal clara de que el crecimiento futuro de los biocombustibles debe venir de la mano de los avanzados. Cualquier otra cosa será insostenible”.

La industria de los biocarburantes reaccionó airada a la propuesta de la Comisión —a la que le queda un largo camino, pero que marca una senda difícil de variar—. La patronal española, APPA, aplaudió que la propuesta sea más suave que un borrador previo, pero lamentó que “la Comisión mantenga en el proyecto su propuesta de limitar al 5% la aportación de los biocarburantes fabricados con cultivos alimentarios, ya que prejuzga negativamente sus impactos sin base alguna”.

APPA critica que realizaron cuantiosas inversiones para cumplir con las directivas europeas y que las plantas llevan años paradas y el sector está en pérdidas por las importaciones de biodiésel desde Argentina e Indonesia. Ahora, añade, “resulta inaceptable que el objetivo máximo propuesto por la Comisión sea inferior al ya alcanzado en España, donde la contribución de los biocarburantes al consumo en el transporte ha superado ya el 7% en términos energéticos”.

“La propuesta es un paso adelante, pero insuficiente”, afirma Intermón

La industria de los biocarburantes considera que ha sido acusada sin base de todo tipo de fatalidades. En 2008, después de que el precio de los alimentos se disparase —a la par que el del petróleo—, hasta el Banco Mundial les acusó de ser corresponsable de hambrunas.

Todas las propuestas de Bruselas atornillan el actual modelo de biocarburantes. Como cuando propone “incrementar al 60% el umbral mínimo de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de las nuevas instalaciones”, frente a un 35% actual. En 2017 ese nivel ya deberá ser del 50%. Y a partir de 2020 no podrán recibir subvenciones (o exenciones fiscales) aquellos biocarburantes que reduzcan notablemente las emisiones y “no se produzcan a partir de cultivos que se utilizan para producir alimentos o piensos”.

La patronal critica que las plantas productoras llevan años paradas

Además, “se tendrá en cuenta la incidencia global de la reconversión de tierras (cambio indirecto del uso de la tierra) al evaluar las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocombustibles”. Es decir, que habrá que tener en cuenta si el cultivo se realiza en una zona de bosque tropical, por ejemplo, ya que al talar los árboles se emite CO2.

La UE “pretende fomentar el desarrollo de biocombustibles alternativos, conocidos como biocombustibles de segunda generación, a partir de materia prima no alimentaria, como desechos o paja, que emitan muchos menos gases de efecto invernadero que los combustibles fósiles y no interfieran directamente en la producción mundial de alimentos”.

El futuro, pues, son biocarburantes obtenidos a partir de las algas. Conseguir producir aceites a partir de algas cultivadas en tanques, donde no podría haber acusación posible.

Por todo el mundo, grupos de investigación buscan microalgas que crezcan rápido, que necesiten poca superficie y que, además de crecer a costa del CO2, produzcan un aceite que se pueda utilizar como combustible. Sin embargo, eso aún está lejos. La UE al menos ha marcado el camino que quiere seguir.

Los combustibles de la polémica

Los biocarburantes son combustibles producidos a partir de cultivos: soja, palma, caña de azúcar… Emiten menos CO2 que los fósiles.
La UE puso como objetivo que en 2020 el 10% de los carburantes del transporte fueran biocarburantes.
El transporte utiliza un tercio de la energía de la Unión Europea y es responsable de un 25% de las emisiones totales. Es el sector en el que más difícil resulta controlar las emisiones.
La Unión Europea cede a las críticas que dicen que los biocarburantes agravan el hambre en el mundo y contribuyen a encarecer los alimentos y anuncia una reforma legal para endurecer las exigencias.
A partir de 2020, los biocombustibles solo podrán ser subvencionados si reducen notablemente las emisiones y no se producen a partir de cultivos para alimentos o piensos.
Bruselas quiere acelerar los biocarburantes a partir de algas, paja o desechos.

Fuente: El País

01/11/2012

Nano-flores semiconductoras en el desarrollo de las futuras generaciones de baterías y células solares

Las Nano-flores, estructuras de nueva creación compuestas de sulfuro de germanio (GES), tiene el potencial de abrir la puerta a la próxima generación de células solares y dispositivos de almacenamiento de energía. Estas «flores», creadas por investigadores de la Universidad Estatal de Carolina del Norte a partir del material semiconductor, disponen de una superficie enorme, gracias a que están compuestas por muchos pétalos extremadamente delgados.

«La creación de estas nanoflores GES es emocionante porque nos da una superficie enorme en una pequeña cantidad de espacio«, dice el Dr. Linyou Cao, profesor asistente de ciencia de los materiales e ingeniería en NC State y coautor de un artículo sobre la investigación. «Esto podría aumentar significativamente la capacidad de las baterías de iones de litio, por ejemplo, ya que la estructura más delgada con un área superficial más grande puede contener más iones de litio. Por la misma razón, esta estructura de la flor GeS podría conducir a una mayor capacidad para supercondensadores, que también se utilizan para el almacenamiento de energía».

Las estructuras en forma de flor fueron creadas por los investigadores a través de un proceso que comienza con la calefacción del polvo de Sulfuro de Germanio (GeS) en un horno, mediante vaporización. Después de eso, el vapor se sopla en un área más fría del horno, «donde el GeS condensa en una lámina estratificada que es sólo 20 a 30 nanómetros de espesor, y de hasta 100 micrómetros de largo. Dado que las capas adicionales se van añadiendo desde su centro, se crea un patrón floral similar a una caléndula o clavel».

«Para obtener esta estructura, es muy importante controlar el flujo del vapor GeS,» dice Cao, «de manera que tenga tiempo para extenderse en capas, en lugar de la agregación en grumos».

El GeS se comporta de manera similar al grafito, acomodándose en capas estructuralmente organizadas. Es considerablemente diferente del grafito en cuanto a su estructura atómica, sin embargo, el GES es un material excelente para la creación de células solares muy eficaces en la conversión de energía solar en electricidad. El GeS también es relativamente barato y no es tóxico, otra gran ventaja cuando hablamos de células solares. En la actualidad, muchos de los procesos de fabricación utilizados por los productores de células solares son ‘caros’ y hacen uso de materiales tóxicos, aunque han continuado las mejoras en estas áreas en los últimos años.

El trabajo de investigación, llamado «El papel de difusión de capa límite en el crecimiento de la deposición de vapor nanoláminas calcogenuro: el caso del GeS», acaba de ser publicado en la revista ACS Nano.

Visto en Clean Technica

31/10/2012

Una política energética europea más verde generaría 500.000 empleos en 2020

Greenpeace y el European Renewable Energy Council (EREC) han señalado que Europa generaría cerca de 500.000 empleos en 2020 si se avanzara hacia las renovables y la eficiencia energética, según se desprende del informe [R]evolución Energética 2012 para Europa, presentado este miércoles.

Otra de las conclusiones que también han destacado los expertos es que Europa generaría, entre otros, tres billones de euros de ahorro en costes asociados a la compra de combustibles fósiles entre 2011 y 2050, que compensarían ampliamente sus costes (menores de 0,7 euros por kilowatio/hora hasta 2020).

El informe señala que las renovables suministran hoy en día el 12,5 por ciento de la energía en Europa, una cifra que la UE se ha comprometido a aumentar al 20 por ciento para 2020. Este compromiso es, precisamente, el que ha impulsado el crecimiento de las renovables en la UE durante los últimos años, por lo que Greenpeace y EREC solicitan nuevos compromisos a los gobiernos europeos que están negociando la hoja de ruta climática y energética posterior a 2020.

Según el documento, para asegurar que la UE se encuentra en la trayectoria de alcanzar el 100 por 100 renovable en 2050, sería necesario establecer un compromiso firme de generación mediante estas fuentes energéticas del 45 por ciento para 2030, así como de abandonar las subvenciones a los combustibles fósiles y a la energía nuclear.

En este sentido, el asesor político energético europeo para Greenpeace, Frederic Thoma, ha señalado que «cuando se alcance el objetivo establecido para 2020, Europa se encontrará ante una encrucijada: con más generación de empleo, seguridad energética y protección climática en un lado y mayor dependencia del creciente precio de los combustibles fósiles en el otro».

«Por eso es más importante que nunca establecer nuevos compromisos de generación mediante renovables posteriores a 2020, para mantenernos en la dirección correcta, la de la [R]evolución Energética», ha apuntado.

Según el experto en energía de Greenpeace Internacional, Sven Teske, «cada euro que aumenta el precio de los combustibles fósiles le cuesta a los ciudadanos europeos 400 millones de euros al mes, algo que podría reducirse al menos a la mitad en 2030 si la UE apostara firmemente por sistema energético basado en las renovables hoy».

A su juicio, «la energía renovable, combinada con mayores estándares de eficiencia energética en coches y edificios va a revitalizar la economía europea y a generar billones de euros de ahorro».

Por su parte, el secretario general de EREC, Josche Muth, ha recordado que la apuesta decisiva por las renovables «no solo es esencial en términos climáticos o energéticos sino que es indispensable para la economía».

«El establecimiento de procedimientos administrativos claros y de sistemas de apoyo estables, así como de mecanismos para facilitar el acceso al capital son elementos clave para generar la claridad política y seguridad jurídica necesarias para fomentar la confianza del sector inversor y estimular la innovación tecnológica en materia de renovables. Sólo así podremos colocarnos en la trayectoria de ser 100% renovables en 2050 y generar, a su vez, el empleo necesario para superar la crisis económica», ha concluido Muth.

Fuente: Europa Press

30/10/2012

Cómo legalizar instalaciones de autoconsumo instantáneo

Lo primero de todo, queremos dejar claro que hoy en día, mientras no se apruebe el balance neto, sólo resulta razonable legalizar instalaciones de autoconsumo instantáneo en empresas. Esto es así por dos razones:

1.- Ya tienen IAE y una estructura administrativa que facilita la gestión de las facturas de venta de energía

2.- Su perfil de consumo, habitualmente mayor durante el horario solar, se adapta mejor a la producción fotovoltaica.

Por tanto en hogares podemos plantearnos dos alternativas:

1.- Autoconsumir con pequeños kits que eliminen el consumo base, intentando no verter excedentes. Seguramente en algún momento verteremos, pero optaremos por hacer la vista gorda (estamos incumpliendo la normativa vigente, pero sinceramente es muy difícil que esto traiga consecuencias, aunque hay que ser conscientes de que puede haberlas) mientras no se apruebe el balance neto.

2.- Disponer de instalaciones de autoconsumo que conmuten desde la red a un sistema aislado, con o sin baterías. Ya existen equipos hoy dia (como nuestro Effekta VX) que permiten asegurar UN VERTIDO NULO a la red.

Pero centrémonos en el caso que nos ocupa, que es legalizar instalaciones de autoconsumo instantáneo en empresas.

Legislación y normativa que nos afecta

Incluso en el caso de un micro-kit de generación de 250 W el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión es muy claro en este punto, y conviene resaltar que el hecho de conectar una instalación generadora a la red de distribución por pequeña que sea sin el conocimiento de la compañía eléctrica podría ocasionar un problema grave de seguridad, que en caso de accidente podría acarrear incluso responsabilidades penales (con los actuales microinversoes esto es poco más que imposible, pero es cierto que el RBT hace referencia).

En primer lugar en la ITC-BT-40 define las instalaciones generadoras cómo las destinadas a transformar cualquier tipo de energía no eléctrica en energía eléctrica y las clasifica en 3 grupos: instalaciones aisladas, asistidas (existe interconexión con la red de distribución pero no trabajan en paralelo, se precisa de conmutadores) y las interconectadas que trabajan en paralelo y son el objeto de las instalaciones de autoconsumo instantáneo. Por lo tanto no existe ningún tipo de discriminación en función de la potencia de generación.

Además en su Artículo 9. Puesta en marcha, nos indica que para la puesta en marcha de una instalación generadora asistida o interconectada en baja tensión, cómo es el caso de las instalaciones fotovoltaicas, se deberá presentar un proyecto a la empresa distribuidora de energía eléctrica de aquellas partes que afecten a las condiciones de acoplamiento y seguridad del suministro eléctrico, o sea que debemos solicitar el punto de conexión y presentar la memoria técnica o proyecto correspondiente.

Y por si no fuera suficientemente claro, el RD1699/2011 nos deja muy claro en su Artículo 2. Ámbito de aplicación, que las instalaciones de generación de hasta 100 kW que se conecten en el lado de baja de un transformador de una red interior en un cliente conectado a la red de distribución, estarán amparadas por el presente real decreto y que por lo tanto deberán seguir el procedimiento designado para su conexión y legalización, lo que entre otras cosas supone la obligatoriedad de solicitar un punto de conexión a la empresa distribuidora.

La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico – la madre de todas las leyes que nos afectan….- nos indica en su Artículo 9. Sujetos, que por el mero hecho de generar energía ya sea para verterla a la red o para autoconsumirla tenemos consideración de productores, además debido a que producimos energía a partir de fuentes renovables y con una potencia inferior a 50 MW somos productores en régimen especial –Artículo 27. Régimen especial de producción eléctrica.-, y consecuentemente y aunque no percibamos primas estamos obligados a darnos de alta en el RIPRE para cumplir con el objetivo de facilitar el control de la potencia instalada, ahorro de energía primaria conseguido, etc.. según se expresa en el RD661/2007 Artículo 9. Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial.

De todas formas hay una interpretación del RDL13/2012 en su Artículo 1. Modificación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico que nos viene a decir que se podría reglamentar (en un futuro) la no consideración como productor a todos aquellos consumidores que produzcan energía para su propio consumo. Imaginamos que esto lo dejan para cuando reglamenten el balance neto y no produzcan excedentes de energía para vender como es el caso que nos ocupa en el autoconsumo instantáneo.

La opinión más extendida es que a día de hoy es obligatorio tanto para consumidores domésticos como industriales y servicios darse de alta en el régimen especial.

El RD661/2007 nos indica en su Artículo 16. Contratos con las empresas de red, la obligatoriedad de suscribir un contrato de acceso a la red de distribución incluso en el caso no tengamos producción neta “La empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato, incluso aunque no se produzca generación neta en la instalación”. Además el RD1699 en su Artículo 8. Conexión a la red y primera verificación, especifica que sólo se podrá solicitar la conexión a la red una vez se haya formalizado el contrato técnico de acceso.

Una vez tenemos este contrato de acceso a redes firmado, el RD661/2007 tanto en el Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial, como en el Artículo 31. Participación en el mercado, nos dice que los propietarios de las instalaciones “podrán” ( o no) vender la energía producida al mercado a través de un agente de mercado o directamente, y por lo tanto dejaría la puerta abierta de una forma un tanto ambigua a la posibilidad de no firmar ningún contrato de venta de energía y renunciar a la venta de los excedentes que se produzcan en nuestra instalación….

Por otro lado la Ley 54/1997 en su Artículo 25. Excepciones al sistema de ofertas, nos dice textualmente “ No obstante, todas las unidades de producción a que se refiere el presente artículo deberán comunicar al operador del mercado, en los términos que reglamentariamente se establezcan, la producción prevista para cada período de programación.”, por lo tanto y resumiendo entendemos que decidamos vender o no nuestra energía excedentaria, deberemos llegar a una acuerdo con algún agente de mercado o comercializador para que comunique nuestra previsión de excedentes diariamente…. que al final será prácticamente nula pero estaremos obligados a darla… y por lo tanto y llegados a este punto con toda la tramitación ya realizada, quizás seria un poco absurdo no cobrar por la energía excedentaria, sobre todo si somos una empresa y no supone para nosotros una carga adicional de trabajo realizar una factura mensual más.

Conclusiones tras el repaso de la normativa y legislación vigente

En este caso las conclusiones (del todo opinables, por otro lado) serian que para realizar una instalación de autoconsumo instantáneo, incluso en el caso de un micro-kit de 250 W:

Debemos solicitar un punto de conexión
Debemos darnos de alta el Régimen Especial
Debemos firmar un contrato de venta de energía con un comercializador

Y consecuentemente deberemos hacer declaraciones de IVA, darnos de alta del IAE (aunque estemos exentos), darnos de alta como “fabrica de energía” en la Oficina Gestora de Aduana e Impuestos Especiales, etc… un galimatías total principalmente para consumidores domésticos.

La esperanza es que tal y como se ha comentado en la cuestión número 2, en el momento de reglamentar el balance neto y por lo tanto no se produzcan excedentes de producción, el RDL13/2012 nos permita no solicitar la inclusión en el régimen especial, el no vender la energía que se envíe a la red para balancearla, etc… y así ahorrarnos todo lo comentado en el párrafo anterior que frenaría la implantación del balance neto.

Resumen del procedimiento de legalización

Este resumen, publicado por el IDAE, no pretende ser un análisis exhaustivo de los procedimientos administrativos, sino un resumen de los más habituales y se realiza sin perjuicio de aquellos que la normativa autonómica pudiera determinar. Los pasos para legalizar son los siguientes:

1.- Licencia de obras y autorizaciones municipales. Independientemente de si la instalación vende o no la energía que produce, la ejecución de la instalación precisa obtener la autorización municipal y el correspondiente pago del ICIO (Impuesto sobre construcciones, instalaciones y obras).

2. Solicitud del punto de conexión a la compañía distribuidora. Esta solicitud se realiza para acordar las condiciones técnicas de la conexión de la instalación de generación, especialmente en lo relativo a la seguridad de operación de la red. El RD 1699/2011 marca el procedimiento a seguir para las instalaciones de potencia no superior de 100 kW tanto en conexiones directas a la red de distribución como en conexiones a través de la red interior. Para las instalaciones de potencia superior a 100kW sería de aplicación el RD 1955/2000. El acuerdo sobre el punto de conexión será necesario en todos los casos. El hecho de que la conexión se proponga por parte del titular en un punto de su red interior no exime a la compañía distribuidora de acordar con el titular las condiciones de conexión y de firmar el contrato técnico de acceso. Será necesaria la presentación de un aval salvo para el caso de instalaciones menores o iguales a 10 kW de potencia.

3. Autorización Administrativa previa. No es necesaria autorización administrativa previa para instalaciones de potencia no superior a 10 kW. Para instalaciones de potencia entre 10kW y 100kW, conectadas a red de tensión no superior a 1 kV el RD 1955/2000 exime del procedimiento de autorización administrativa (apartado 6 del artículo 111), si bien es la comunidad autónoma quien decide si dicha autorización es necesaria para instalaciones de tensión inferior a 1 kV, ya que el RD 1955/2000 tiene carácter de legislación básica. Actualmente la mayoría de CC.AA. han eliminado la necesidad de obtener autorización administrativa para instalaciones de tensión inferior a 1 kV.

4. Certificado de Instalación en baja tensión o Acta de puesta en servicio. El instalador autorizado o el técnico competente, que realiza o dirige la instalación, deberá acreditar igualmente el cumplimiento de toda la normativa relacionada con el REBT y demás normativa técnica de aplicación, tanto si la instalación se destina a autoconsumo total como parcial.

5. Revisión de la compañía distribuidora. Esta revisión será la equivalente a la “revisión de acometida y puesta en marcha” que se ha venido realizando hasta ahora en las instalaciones de venta de energía. En el caso de una instalación de autoconsumo ya sea total o parcial, será igualmente necesaria y obligada para garantizar que se cumplen las condiciones de regularidad y seguridad del suministro, estando el titular obligado al pago de los derechos correspondientes. El RD 1699/2011 establece el procedimiento a seguir para solicitar la revisión de la acometida.

6. Alta en Régimen especial (REPE) e Inscripción en el Registro (RAIPRE). Este punto es obligado para las instalaciones de autoconsumo parcial de la producción, puesto que se vuelca parte de la energía que es susceptible de ser remunerada. En las instalaciones de autoconsumo total, no es necesario dar este paso, al igual que se hace en instalaciones aisladas de la red.

7. Alta en Impuestos especiales Este punto también es obligado para las instalaciones de autoconsumo parcial de la producción, puesto que se vuelca parte de la energía que es susceptible de ser remunerada. En las instalaciones de autoconsumo total, no es necesario dar este paso, al estar exentas de impuestos especiales aquellas instalaciones cuya producción se destine al consumo de los titulares de dichas instalaciones.

Conclusiones

Legalizar una instalación fotovoltaica de autoconsumo instantáno es un procedimiento que, si bien el RD 1699/2011 obliga a la compañía que sea rápido y abreviado (sobre todo en instalaciones por debajo de 10kW), es farragoso y conviene apoyarse en un gestor administrativo o instalador/ingeniero con experiencia en legalización de proyectos eléctricos.

Como consideración final podemos decir que todo esto puede facilitarse si se aprueba finalmente el RD de balance neto, pero mientras esto no ocurra (y hoy en dia no podemos confiar en ello), la única forma de legalizar estas instalaciones es la comentada en el artículo.

Quedamos abiertos a vuestros comentarios. El debate seguro que enriquecerá este artículo.

Redacción Efimarket

29/10/2012

El cambio de hora: el supuesto ahorro que no convence a todos

Dos veces al año, los europeos estamos obligados a adelantar y atrasar los relojes para gastar menos en iluminación. La idoneidad del cambio de hora está avalada por varios estudios de la Comisión Europea, y el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) estima que, solo en España, puede ahorrar hasta 300 millones de euros. Sin embargo, son muchas las organizaciones que cuestionan su eficacia. ¿Sirve realmente para algo que movamos las agujas del reloj?

El cambio de horario, tal como hoy lo conocemos, se remonta al año 1974, cuando se produjo la primera crisis del petróleo. Entonces, algunos países decidieron adelantar sus relojes para aprovechar mejor la luz solar. Poco después, en 1981, se aplicaba ya como directiva en toda la UE.

Según el real decreto que transpone en España esta norma comunitaria, el horario de verano comienza el último domingo de marzo de cada año, a las dos de la madrugada. En ese momento, la hora oficial española se adelanta 60 minutos, por lo que ese día tiene una duración oficial de 23 horas. Ese periodo termina a las tres de la madrugada del último domingo de octubre, hora en la que los relojes se retrasan 60 minutos. Ese día (que en 2012 será el 28 de octubre) tiene, por lo tanto, una duración oficial de 25 horas.

Sin embargo, la idea no es nueva. La decisión de adelantar la hora oficial durante los meses con más horas de luz se ha adoptado en varias ocasiones en España desde las primeras décadas del siglo XX.

La primera norma publicada al respecto se remonta a abril de 1918, cuando se modificó la hora oficial “como medio de conseguir el ahorro de carbón”. Posteriormente, se aprobó el horario de verano mediante órdenes del Consejo de ministros. Tenía una vigencia anual, pero su frecuencia era irregular e intermitente, hasta que en el periodo comprendido entre 1950 y 1973 esta práctica fue abandonada por completo.

HASTA 300 MILLONES DE EUROS

Según un estudio realizado por la Comisión Europea en 1999, esta medida tiene impactos positivos sobre el ahorro y beneficia a sectores como el transporte y las comunicaciones, a la seguridad vial, las condiciones de trabajo, la salud, el turismo y el ocio.

Pero, ¿en qué medida nos ayuda a ahorrar? Según el IDAE, dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, el potencial de ahorro en iluminación en España puede llegar a representar un cinco por ciento de nuestro consumo eléctrico, lo que equivale a unos 300 millones de euros. De esa cantidad, 90 millones corresponden al potencial de los hogares, y suponen unos seis euros por hogar. Los 210 millones de euros restantes se ahorran en los edificios del sector servicios y en la industria.

Sin embargo, no son pocas las organizaciones que cuestionan las supuestas bondades de esta medida. Una de ellas es WWF, ONG ecologista que considera que el cambio de hora no tiene ningún impacto sobre el ahorro y la eficiencia.

Según Georgios Tragopoulos, técnico de Eficiencia Energética de esta organización, “son muchos los estudios que dudan de su eficacia”. “Cuando en otoño se retrasa el reloj, las empresas y familias que madrugan necesitan una hora menos de iluminación por lo que, si son negocios de horario matutino, el ahorro existe. Sin embargo, las familias se encontrarán con que la oscuridad llega a sus casas una hora antes de lo habitual, y gastarán por la tarde esa hora de iluminación ahorrada por la mañana”, afirma.

Por otra parte, lamenta que “tampoco dejan de gastar las empresas y oficinas que trabajan después de las seis de la tarde”. “Además”, añade, “muchos comercios abren a las diez de la mañana, por lo que no habrán ahorrado y requerirán una hora más de gasto por la tarde. A ellos, el cambio de hora les perjudica”.

Tragopoulos denuncia que “la única razón por la que se mantiene el cambio de hora es la inercia” y cree que mover las agujas del reloj “distrae de políticas más serias”. Por eso, apuesta por “cambios que hagan ahorrar todo el año”, como obligar a “rehabilitar energéticamente” los edificios.

Según calcula WWF, la rehabilitación de 400.000 viviendas al año hasta 2050 evitaría la emisión a la atmósfera de ocho millones de toneladas de CO2 y crearía 150.000 empleos hasta 2020. “Por un lado, combatiríamos el cambio climático y, por otro, crearíamos puestos de trabajo en un sector como el de la construcción, tan deprimido en este momento”, concluye.

Greenpeace, por su parte, ve “razonable” el cambio horario porque “contribuye al ahorro energético”, pero opina que “debería hacerse mucho más”. Así, esta organización cree que habría que adoptar compromisos de obligado cumplimiento e incluir los “costes reales” de la producción energética en los precios de la energía, “incluidos los ambientales”.

EL HORARIO DE CANARIAS, PARA TODA ESPAÑA

Ignacio Buqueras, presidente de la Comisión Nacional para la Racionalización de los Horarios Españoles, tampoco ve con buenos ojos el cambio de horario vigente. Según declara, el adelanto y atraso de los relojes “tiene una repercusión pequeña en materia de ahorro energético”. En su opinión, “lo importante es que España, de una vez por todas, tenga el uso del tiempo que le corresponde de acuerdo con los meridianos”.

“En el año 1897”, explica Buqueras, “Washington acogió la primera conferencia mundial sobre horarios, en la que participaron 22 países. En esa reunión, el mundo se dividió en 24 meridianos. A Europa le correspondieron dos: el que pasa por Berlín y el que pasa por Londres. Y nosotros estamos más cerca de Londres que de Berlín”, continúa.

Por eso, el presidente de la Comisión Nacional para la Racionalización de los Horarios considera que “nos corresponde el mismo meridiano y la misma hora que tienen Canarias, Portugal e Inglaterra”. “Toda España debería tener el horario de Canarias, todo el año”, insiste.

La Comisión Nacional para la Racionalización de los Horarios Españoles aboga también por introducir ciertos “hábitos” para dejar de despilfarrar energía, “empezando por algo tan sencillo como la pausa para el café que contemplan muchas empresas”. “La pausa para el café de 20-30 minutos que se concede se acaba convirtiendo en un descanso de 45 minutos y esto, junto a la comida, va prolongando la jornada”, señala.

Por otro lado, apuesta por no dedicar más de tres cuartos de hora al almuerzo, “tiempo más que suficiente para una sana dieta mediterránea”, y sugiere una jornada laboral que finalice en torno a las 16.30-17.00 horas.

La Comisión que lidera Buqueras asegura haber demostrado que aquellas empresas que optan por unos horarios racionales “han logrado tres cosas de singular importancia: aumentar la productividad, facilitar la conciliación de la vida laboral y personal del trabajador y, por último, reducir gastos, entre ellos, los energéticos”.

Fuente: lainformacion.com

19/10/2012

Gemasolar se convierte en la primera planta solar del mundo que puede operar 24h al día

Torresol Energy ha superado uno de los mayores desafíos de la energía solar: operar cuando el sol no brilla. Los 19.9 MW de la planta de energía solar de concentración Gemasolar en Andalucía, cuenta con dos tanques de sales fundidas que almacenan energía térmica generada durante el día. A diferencia de las plantas normales, que tienen menos almacenamiento térmico o ninguno en absoluto, la energía almacenada permite a esta planta satisfacer la demanda pico de energía el verano después de la puesta del sol. Una joint venture entre el gigante español Sener y Masdar , de Abu Dhabi, ha permitido que la planta Gemasolar haya superado uno de los mayores obstáculos de la energía alternativa.: el almacenamiento masivo. Echa un vistazo al vídeo de su funcionamiento a continuación:

Las sales fundidas donde se almacena la energía térmica se componen de un 60% de nitrato de potasio y un 40% de nitrato de sodio. Esta mezcla tiene la sorprendente capacidad de retener el 99% de la energía calorífica generada por la planta solar de concentración para ser reutilizada más adelante. Básicamente, lo que Forbes llama una «batería» que dura alrededor de 15 horas (más del doble de la capacidad de Andasol I, 7 horas). Además estas sales no se consideran especialmente tóxicas para el medio ambiente.

Gemasolar se espera que produzca aproximadamente 110.000 MWh de energía cada año, suficiente para alimentar a 25.000 hogares. Diseñada para trabajar 6.500 horas al año, este último desarrollo de plantas solares inició su producción en mayo de 2011.

Vía Inhabitat

18/10/2012

Ultimas noticias sobre la tramitación del Balance Neto Fotovoltaico

Son muchas las llamadas y correos que recibimos por parte de los profesionales del sector fotovoltaico con la inquietud de si saldrá finalmente publicada o no el texto que regulará el balance neto en España.

Según el Servicio de Información Administrativa el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, el Real Decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de la modalidad de suministro de energía eléctrica con balance neto fue remitido a la Comisión Nacional de la Energía en el primer trimestre del año.

Posteriormente la Comisión aprobó el informe sobre el mismo con fecha 2 de abril de 2012, valorando positivamente el planteamiento del autoconsumo que podría desarrollarse con la nueva modalidad de suministro-produccion con balance neto, porque desarrolla la producción distribuida y permite el cumplimiento eficiente de los objetivos comprometidos.

No obstante, la CNE considera que existe un elevado numero de cuestiones pendientes de concretar. Las consideraciones generales son las siguientes:

– Las características del sujeto de esta modalidad de suministro-producción con balance neto, y especificar cuales son sus derechos y obligaciones.

– Tambien cabria remitir el ámbito de aplicación del proyecto al del Real Decreto por el que se regula la conexión a red de instalaciones de produccion de electricidad de pequena potencia, en lo que se refiere al regimen especial, para situar la instalación dentro de este regimen excepto en lo que atañe a la percepción de su regimen económico.

– Propone revisar la actual estructura de tarifas de acceso en sus términos fijos y variables. Con ello, entre otras ventajas, no se distorsionaría la matriz de ingresos y costes del sistema como consecuencia de la implantación del suministro-produccion bajo la modalidad de balance neto.

– Se propone obligar al pago de las tarifas de acceso por toda la energía horaria neta instantánea consumida. También considera que debe quedar clara la obligación del pago de peajes en calidad de generador en los lapsos de tiempo con energía excedentaria, porque en esos momentos se utiliza la red.

Por otra parte, las consideraciones particulares son:

– El consumidor debería contar con dos equipos de medida sincronizados instalados en paralelo o en serie. De lo contrario, se perdería la contabilización de esta aportación de energía a efectos de la consecución de los compromisos internacionales. Dichos equipos deberían además poder realizar y registrar lecturas con resolución al menos horaria.

– Se considera que el establecimiento de un precio máximo al comercializador por parte del Ministerio de Industria, Energía y Turismo para la prestación del servicio de balance neto no se ajusta a la regulación vigente, ya que la comercialización es una actividad libre. Tampoco corresponde a la Administración determinar si la adquisición de energía con cargo a los derechos por consumo diferido tiene coste o no. La CNE considera que estos aspectos deben ser libremente pactados entre el comercializador y el consumidor.

– Tambien, la Comision considera necesario que los contratos entre consumidores y comercializadores incluyan el metodo de liquidación de la energía en caso de cambio de comercializador.

– Finalmente, para evitar posibles excedentes hiperanuales, debería limitarse la potencia de la instalación de generación a la potencia contratada del consumidor.»

Actualmente el Real Decreto que regulará el Balance Neto se encuentra en la fase final de tramitación en la Subdirección Gral. de Energía Eléctrica, concretamente en el Departamento que dirige D. Santiago Caravantes, donde se están valorando las consideraciones de la Comisión Nacional de Energía.

Posteriormente está previsto que el texto legal pase a modo de borrador al Consejo de Ministros para su aprobación, y posterior promulgación en el BOE tras votación en el Congreso de los Diputados.

Se prevé que antes de finales de este año 2012, nazca el Balance Neto Fotovoltaico en España. Esperemos que nazca no sólo para cubrir el expediente del Ministerio de Industria, sino con visos de futuro.

Otra de las razones por las que creemos que saldrá publicado el balance neto reside en que Iberdrola se está posicionando en la fabricación y comercialización de kits fotovoltaicos de balance neto al objeto de copar muy rápidamente el mercado.

En una reunión mantenida en el día de hoy con el Secretario de la Subdirección Gral. de Energía Eléctrica, la Plataforma Legal Fotovoltaica ha solicitado una reunión urgente para conocer el contenido del texto legal antes que llegue éste al Consejo de Ministros.

Fuente: Suelo Solar

16/10/2012

España compra a Polonia 40 millones de euros en derechos de emisión por su incumplimiento de Kioto

Pudimos leer en noticias de la agencia EFE hace unos días que el ministro polaco de Medio Ambiente, Marcin Korolec, y el secretario de Estado de Agricultura español, Federico Ramos, firmaron un acuerdo por el que España compra a Polonia derechos de emisión de CO2 por un importe de 40 millones de euros con el objetivo de cumplir con el protocolo de Kioto.

La noticia, que se describe con un optimismo exagerado, como si España hubiera ganado la Eurocopa, indica que Polonia deberá dedicar ese dinero al desarrollo de proyectos en los sectores de biomasa, la generación eléctrica a partir de biogás, y la mejora de la red eléctrica para la interconexión de proyectos eólicos.

Tras la firma del documento el secretario de Estado español destacó que se trata de un acuerdo beneficioso para ambas partes, ya que «permite hacer frente a nuestros compromisos de Kioto, a la vez que Polonia recibe fondos para ser invertidos en iniciativas de reducción de emisiones».

«Esperamos que estos fondos también pueden ayudar a atraer inversiones privadas españolas en tecnologías bajas en carbono», como ya sucedió tras un acuerdo previo similar, añadió Ramos.

A esto se le llama hacer de las debilidades una virtud: de una «sanción» por no cumplir los compromisos de reducción de emisiones, saco tajada consiguiendo contratos para empresas españolas. No, si al final nos quieren vender la moto de que va a resultar más rentable no cumplir Kioto y todo…

Se trata de la octava venta que realiza Polonia de derechos de emisión desde 2009, aunque ésta es la más importante en valor y volumen. España ya ha acudido anteriormente a países como Hungría, Letonia y la República Checa para compensar con inversiones el aumento de sus emisiones por encima de los compromisos de Kioto. Y es que también en esto estamos a la cola de Europa, no solo en creación de empleo, educación y situación económica. «Al menos somos coherentes», imaginamos que dirán nuestros gobernantes.

Redacción Efimarket

15/10/2012

El déficit de tarifa de 2013 supera ya los 1.200 millones de euros

La decisión del Gobierno de descolgar de los Presupuestos Generales del Estado para 2013 la partida de los extracostes de los sistemas extrapeninsulares (Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla) correspondientes a este año y, por tanto, de cargarlo sobre la tarifa eléctrica hará imposible que el Gobierno pueda cumplir el objetivo que se ha propuesto de lograr déficit tarifario cero en 2013.

Los citados extracostes ascienden a 1.900 millones de euros lo que, sumadas otras desviaciones y restados los 1.500 millones de euros del déficit legal permitido (y titulizable) de este año, arroja una cifra de 1.200 millones pendientes para el año que viene. Este es el cálculo mínimo de déficit tarifario para el año que viene, según los cálculos de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), pero la cifra definitiva no se conocerá hasta que el regulador energético realice las 12 liquidaciones anuales preceptivas.

Por el momento, el nuevo año terminará con esa deuda y, aunque el Gobierno piensa compensarla con la recaudación del nuevo impuesto a la generación eléctrica (un 6%) y el consumo de gas natural que establece el proyecto de ley de medidas fiscales al sector energético que acaba de enviar al Parlamento para su tramitación, la cuestión no está clara.

El ministro de Industria, José Manuel Soria, ha reiterado que dicha recaudación será de 2.900 millones, sin embargo, esa cifra se ha calculado sobre la producción de 2011, según los datos que figuran en la memoria económica del proyecto de ley, y que a lo largo de este año la demanda se ha vuelto a hundir por lo que los ingresos serían menores.

Además, no está claro que las citadas medidas fiscales puedan entrar en vigor el 1 de enero, tal como pretende el Gobierno.

Según fuentes del sector, el Ministerio de Industria se estaría guardando un as en la manga, ya que pretende aprobar antes de fin de año un nuevo real decreto ley para eliminar la tarifa de último recurso (TUR) o, como declaró recientemente Soria para reducir el número de beneficiarios de esta tarifa: actualmente tienen derecho a acogerse a la misma los consumidores que tienen 10 kW de potencia contratada y, según la intención avanzada por el ministro se reduciría a los que tienen tan solo 5 kW de potencia.

En dicha norma con rango de ley se prorrogaría el actual sistema de retribución de la distribución, que caduca el 31 de diciembre y sobre el que no se ha llegado a un acuerdo, pese a las negociaciones que vienen manteniendo las empresas distribuidoras con Industria.

Otra opción para evitar el déficit es que los más de 1.200 millones se trasladen directamente a la tarifa. En cualquier caso, sea por esta vía o por la de los tributos siempre lo pagarán los ciudadanos. Por el momento, según las siete liquidaciones realizadas por la CNE, el déficit de tarifa acumulado es de 3.890 millones de euros, en los que se incluyen los 1.500 millones de euros permitidos por ley. Sin embargo, esta cifra no es fiable, pues hay gastos que se liquidan en 12 meses y falta por ver el efecto negativo que sobre los ingresos del sistema tendrá la mayor caída de la demanda (al elaborarse la orden de peajes para este año la CNE advirtió que estaba sobreestimada).

También falta por computarse las refacturaciones de los consumos entre octubre del año pasado y abril de este año a las que obligó un fallo del Tribunal Supremo, tras la denuncia presentada por las eléctricas. Estas empezaron a cobrar las diferencias el mes pasado y terminará de hacerlo a finales del mes de diciembre.

Las cuentas públicas sueltan el lastre eléctrico

Desde 2010, las leyes de Presupuestos anuales han eliminado las partidas de las subvenciones de los sistemas extrapeninsulares a la que les obligaba otra ley de 2009. Este año no ha podido ser menos, y en una disposición de las cuentas públicas se establece lo siguiente, «así, como en el ejercicio anterior, durante 2013 queda en suspenso la aplicación del mecanismo de compensación con cargo a los Presupuestos Generales del Estado establecido en la disposición adicional primera del Real Decreto-Ley 6/2009 por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, conforme al cual se determinan las compensaciones por los extracostes de generación de los citados sistemas».

Según el citado real decreto-ley, a partir de 2013 los Presupuestos debían sufragar el 100% de dichos extracostes.

¿Desaparecerá la TUR?

Una de las nuevas medidas que Industria tiene encima de la mesa es la posible desaparición de la tarifa de último recurso (TUR), lo que obligaría a los domésticos a comprar la electricidad en el mercado libre. O eso o reducir a la mitad la potencia que da derecho a la TUR.

Fuente: Cinco Días