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La grid parity ha llegado a España. Y no se irá. Que se vayan preparando quienes mantienen el chanchullo energético español y acusan a las renovables de no poder vivir sin primas.

Cada vez veremos más plantas fotovoltaicas acceder al mercado sin primas, sin tarifa, compitiendo a pelo con el precio creciente a dos dígitos de la electricidad. Cada vez serán plantas más pequeñas, cada vez más al norte donde el recurso es menor aún; algún día surgirá una en un tejado y al siguiente se tratará de otra tecnología renovables que también reduce sus precios de inversión a tasas impresionantes. ¿Que harán para impedirlo? ¿Prohibirán el acceso a la red de las centrales que no estén en propiedad de las eléctricas? ¿Se atreverán a legislar contra las Directivas europeas nuestros políticos bien alimentados por Unesa? Todo tiene un límite y la gente ya sabe que puede producir su propia energía.

El camino está lleno de piedras, pero vamos andando esquivando los obstáculos. Recordamos que el talón de aquiles de nuestra economía se llama dependencia energética.

 

250 MW en Extremadura y sin prima

Miércoles, 28 de marzo de 2012 Antonio Barrero F.

Gehrlicher Solar acaba de dar la campanada al anunciar que quiere construir una planta fotovoltaica de 250 MW en Extremadura. La instalación será la más grande de toda Europa pero su mayor singularidad radica en el hecho de que será la primera sin prima, es decir, que toda la energía producida en ella –señala Gehrlicher– "competirá en el Mercado de Producción Eléctrico en igualdad de condiciones que las energías convencionales".

250 MW en Extremadura y sin prima

La multinacional alemana Gehrlicher Solar ya tiene los terrenos en el municipio de Talaván (Cáceres), cuenta con el punto de conexión (400 kilovoltios) y el informe de viabilidad técnica de Red Eléctrica de España y acaba de firmar un acuerdo de intenciones con el presidente del Gobierno de Extremadura, José Manuel Monago. El propio Monago lo ha definido como Protocolo de Asesoramiento en la Tramitación Administrativa y ha señalado que “la empresa se compromete a invertir aproximadamente 250 millones de euros, y que la planta de Talaván es pionera al gestionar la comercialización sin necesidad de primas”. Esta semana empiezan los estudios topográficos.

Gehrlicher Solar lleva desarrollando este proyecto desde hace más de un año, mucho antes de que se produjera la moratoria de las primas. Según el consejero delegado de Gehrlicher Solar España, Guillermo Barea, “el objetivo era tenerlo todo bien atado para poder acudir a los inversores con un proyecto sólido y ya maduro, lo que nunca hemos querido es vender humo, de ahí que hayamos ido paso a paso, sin hacer público nuestro proyecto hasta tenerlo todo bien seguro”. Ahora ya solo quedaría por resolver el problema de la financiación. Según Barea, todos los contactos que ha tenido la compañía hasta el momento con los bancos han sido positivos. Hasta el punto de que en algunos casos el proyecto ha sido mejor visto por el hecho de no depender de una prima, opción que genera notables incertidumbres en el sector financiero, habida cuenta de las medidas retroactivas que han afectado al sector de las energías renovables –y particularmente a la fotovoltaica– en los últimos años.

Centenares de megas fotovoltaicos han solicitado ya un punto de conexión, según fuentes próximas a REE
Barea ha dicho que en la fase de construcción se crearán 2.163 empleos y que cuando la planta esté en operación ofrecerá 105 puestos de trabajo fijo. Gehrlicher Solar, que va a abrir una oficina en Mérida, prevé que la tramitación dure entre seis y ocho meses. La construcción se alargará entre un año y medio y dos años. Y esperan que la primera fase, de 50 MW, se conecte a la red a finales de 2013. “Para entonces –apunta Barea– estoy seguro de que la fotovoltaica será rentable tanto para vender a pool como para contratos bilaterales”. Algo que no piensa solo Gehrlicher Solar. Porque según fuentes próximas a Red Eléctrica de España, ahora mismo hay varios centenares de megavatios fotovoltaicos pidiendo conexión. O sea, que la de Talaván no es la única megaplanta que está planteándose trabajar sin prima. Cuando esté finalizada los 250 MW ocuparán 750 hectáreas. Gehrlicher estima que la macro instalación generará unos 400.000 MWh/año: "la planta permitirá abastecer con energía limpia a más de 100.000 hogares", según la empresa, que todavía no ha decidido si utilizará tecnología fija o algún sistema de seguimiento solar. Aún no se sabe nada sobre los suministradores de paneles.

Gehrlicher Solar se están planteando establecer con alguna compañía un acuerdo de compra de toda la energía producida. Lo que habitualmente se conoce en inglés como Power Purchase Agreement (PPA). Y parece que, al tratarse de la primera macroplanta solar sin prima hay distintas vías que se están analizando. Preguntado sobre la posibilidad de que este órdago de lanzarse al mercado sin prima pueda sentar mal al sector, Gehrlicher Solar insiste en que ellos no están en contra de las primas. En la empresa hablan de una especie de tercera vía: la primera sería el autoconsumo –en la que Gehrlicher ya está trabajando–, la segunda vendría a ser la de las grandes megainstalaciones sin prima (como esta); y la tercera, parques más pequeños, instalaciones que "seguramente" deberían seguir contando con una prima a la producción, según fuentes de la propia compañía. 

El consejero delegado de Gehrlicher Solar España, en todo caso, ha querido transmitir "a todo el sector fotovoltaico, no sólo de España sino de Europa, un mensaje de optimismo, y de que el sector puede ser competitivo en el mercado eléctrico sin necesidad de ayudas". Así, y según Barea, "el apoyo del gobierno de Extremadura, nuestra capacidad estratégica y el esfuerzo de todo mi equipo están haciendo posible que este proyecto sea viable a nivel económico, técnico y medioambiental. Debemos aunar esfuerzos y conseguir levantar esta industria para que España vuelva a liderar el sector fotovoltaico a nivel mundial. Los megaproyectos junto con el autoconsumo constituyen el futuro del sector y son las dos principales líneas de negocio en las que estamos trabajando. Me gustaría pensar que ahora es cuando realmente empieza a despegar el sector fotovoltaico”. [En la imagen, el presidente del gobierno de Extremadura, José Manuel Monago, y el consejero delegado de Gehrlicher Solar España, Guillermo Barea].

http://www.energias-renovables.com/articulo-fotovoltaica-19812-21-250%20MW%20en%20Extremadura%20y%20sin%20prima

 

  1. en respuesta a Solrac
    #27
    Fleischman

    No, aparte de lo que siempre se ha dicho de una chispa provocada por la electricidad estática. Me hace gracia esto que leo en la wiki: "Los ingenieros alemanes tenían tanta confianza en su capacidad para manejar hidrógeno con seguridad, que incluyeron en el Hindenburg una sala para fumadores". Me los imagino jugando con petardos en las gasolineras... :)

    En cuanto a las pérdidas de hidrógeno, los propios de air liquide la estiman en un 3% diaria:
    http://www.uclm.es/profesorado/afantinolo/curso%20de%20catalisis/Puertollano%202007/Novena%20ponencia.pdf
    Entiendo que estos depósitos que comentas mantienen el hidrógeno en fase liquida.

    Precisamente había leído que este fenómeno es un gran inconveniente de los coches de hidrógeno (porque "se descargan" si no se usan). Los de BMW (Hydrogen 7) lo explican así:

    Gestión tipo "boil-off" para controlar la vaporización.

    A pesar de la eficiencia de este aislamiento extremo mediante vacío, es físicamente imposible evitar un ligero calentamiento en el interior del depósito. Esto significa que una pequeña parte del hidrógeno líquido se evapora con el tiempo (en inglés: «boil-off»). Estas pequeñas cantidades de vapor de hidrógeno empiezan a producirse después de tener aparcado el coche más de 17 horas. Por este motivo aumenta la presión dentro del depósito, de tal manera que el combustible gasificado debe someterse a un así llamado proceso de «boil-off». El sistema de gestión del hidrógeno gaseoso limita la presión dentro del depósito y, al superarse un valor límite definido, se produce la extracción controlada y el procesamiento del hidrógeno gaseoso.
    Este gas se mezcla con aire en una tobera Venturi y se transforma en agua por un proceso de oxidación dentro de un catalizador. La fase denominada fase de inmovilización, que dura hasta que se produce el vaciado controlado de un depósito medio lleno, es de aproximadamente 9 días. Una vez concluido ese proceso, el depósito todavía contiene hidrógeno suficiente para circular unos 20 kilómetros en modalidad de combustión de hidrógeno. Si en ese tiempo, el BMW Hydrogen 7 funciona con combustión de hidrógeno, vuelve a disminuir la presión dentro del depósito debido al consumo de hidrógeno. Al aparcar el coche, vuelve a empezar el plazo de 17 horas de aparcamiento sin pérdida de energía.

  2. en respuesta a Franlodo
    #26
    Solrac

    En efecto.

    Saludos.

  3. en respuesta a Fleischman
    #25
    Solrac

    La fuente es la experiencia de los investigadores que trabajan directamente con este gas. Yo he visto botella de hidrógeno de las que comercializan Linde, Air Liquide o Carburos Metálico almacenadas en el exterior en laboratorios españoles y duran bastantes meses según dicen los investigadores que trabajan con ellas.

    Hablando de mito, ¿qué te parece el incendio del Hindenburg? Resulta que la mala fama del hidrógeno la arrastramos desde ese accidente de hace 76 años. ¿Sabes qué fue lo que lo causó? Quizás pueda hacer un artículo al respecto.

    Saludos.

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  4. en respuesta a Solrac
    #24
    Fleischman

    ¿Puedes poner alguna fuente sobre ese mito que comentas de que el hidrógeno no escapa de los tanques? Por lo que he leído, se pierde en torno a un 2% diario (para un depósito bien construido). (Lógicamente hablo de hidrógeno gaseoso, que es el que tiene utilidades prácticas.)

  5. en respuesta a Solrac
    #23
    Franlodo

    Pues no creo que sea alegal ni ilegal en el momento que la instalación receptora está separada de la instalación generadora ... y no me creo que la única diferencia que pueda existir es que esté subvencionado el precio o que esté vendiendo a mercado. Porque de ser como dices ¿cuántas instalaciones fotovoltaicas sobre cubierta con punto de conexión en BT y adscritas al cupo (cobrando el kw subvencionado), serían alegales? ¿Me quieres decir que si estoy en cupo soy legal y si estoy en mercado libre soy alegal?

    Un saludo

  6. en respuesta a Franlodo
    #22
    Solrac

    No Franlodo, te has explicado perfectamente. Pero te estoy diciendo que eso que propones es alegal. Eso se denomina net-metering en la jerga y aún no está regulado. Sería ideal, pero una herida de muerte para una parte del negocio de las eléctricas.

    Y sí se puede consumir directamente de tu central fotovoltaica, pero no tenerla conectada a la red a la vez como bien dices. Debe ser autónoma.

    Saludos.

  7. en respuesta a Solrac
    #21
    Franlodo

    Parece que no me he explicado bien ... es legal cobrar por lo producido y pagar por lo consumido.

    Así que nadie puede decirme nada si mi fotovoltaica conectada a red me produce 100 Kw/h y yo consumo de la red 150 Kw/h. El diferencial de pago serán esos 50 Kw/h (sin contar impuestos, tasas y demás). Lo que al final implica que me estoy financiando el consumo.

    Lo que no se puede hacer es consumir directamente de las placas y de la red ...

    Un saludo

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