Energía en el Mundo

El Periódico de la Energía • El gran potencial del autoconsumo fotovoltaico en el mundo: podría alcanzar los 8.300 TWh al año, unas 1,5 veces todo el consumo eléctrico residencial del planeta

El uso de energía solar fotovoltaica se ha incrementado fuertemente en la última década. Una parte importante de este crecimiento proviene de los propietarios de viviendas que instalan energía fotovoltaica en la azotea. A pesar de este papel clave, la mayoría de los escenarios basados ​​en modelos a largo plazo no consideran el suministro descentralizado de energía fotovoltaica en la azotea, sino que se concentran en la energía fotovoltaica a gran escala.

Un nuevo estudio llevado a cabo por investigadores holandeses de distintas instituciones señala que el autoconsumo fotovoltaico en azoteas tiene un potencial abismal. Según sus cálculos dicho potencial alcanzaría los 8.300 TWh al año. Para hacerse una idea de lo que significa esto, es aproximadamente 1,5 veces la demanda mundial de electricidad residencial de 2015. Ni más ni menos.

Pero claro no todo es oro. Dependen de muchos factores. Los investigadores han llegado a la conclusión de que este aumento depende de las características regionales que son esenciales para el despliegue de la energía fotovoltaica en los tejados: las diferencias en los factores socioeconómicos y políticos (costos de capital, ingresos familiares y precios de la electricidad) son considerablemente más importantes que los factores físicos, como la irradiación solar.

Por ejemplo, hay zonas como la Europa Occidental, que no posee una gran irradiación solar, que son mejores para el autoconsumo por estos factores económicos que en otras regiones como Oriente Medio donde la irradiación solar es bastante mayor.

En este trabajo, implementaron la energía fotovoltaica en la azotea en el Modelo de Evaluación Integrada IMAGE para estudiar su posible papel en escenarios energéticos y climáticos. Primero calcularon el potencial técnico y económico global para derivar curvas de costo-suministro regionales para la energía fotovoltaica de techo. A continuación, añadieron una nueva decisión en el modelo IMAGE que permite la inversión de los hogares en energía fotovoltaica de azotea basada en la comparación del precio de venta al por mayor de la electricidad con el precio de la fotovoltaica de azotea , o 4,7 metros cuadrados per cápita.

Con todo ello, obtuvieron este resultado de 8.300 TWh que convertirían esta tecnología en una de las mayores de producción eléctrica en el mundo.

Según los investigadores, en el escenario de línea de base, agregar energía fotovoltaica en los tejados podría llevar a un aumento del 80-280% en la participación de la producción de electricidad fotovoltaica en 2050 (es decir, del 6% al 17% en la producción total de energía).

Fuente: El Periódico de la Energía

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El Periódico de la Energía • Las energías renovables fueron la única fuente de nueva capacidad de generación de EEUU en el último trimestre

Las cifras publicadas por la Comisión Reguladora de Energía Federal del Gobierno de los Estados Unidos (FERC) muestran que las fuentes de energía renovables han sido la única fuente de nueva capacidad agregada entre junio y septiembre.

La última «Actualización de infraestructura energética” de la FERC de septiembre reveló que las fuentes de energía renovable han representado casi dos tercios, o el 64,1%, de los 16.886 MW de nueva capacidad a gran escala agregada durante los primeros nueve meses de 2020.

Las nuevas incorporaciones de capacidad de gas representaron el 35,8%, con solo 20MW de carbón agregados hasta ahora en 2020 y 5MW de “otras” fuentes. No hubo nuevas adiciones de capacidad de energía nuclear, petróleo o energía geotérmica.

La práctica totalidad de los 2.976MW de nueva capacidad de generación agregada entre junio y septiembre, provino de fuentes de energía renovables, casi todas de energía eólica y solar. Las adiciones de capacidad solar ascendieron a 1.484MW, la energía eólica proporcionó 1.486MW y la energía hidroeléctrica solo 24MW.

Además, solo en septiembre, todas las nuevas adiciones de capacidad de generación eléctrica de EEUU se atribuyeron a dos nuevas «unidades» de energía eólica, por valor de 159MW, y cinco unidades de energía solar por valor de 36MW.

Como era de esperar, entonces, la capacidad de generación de energía renovable ha seguido expandiendo su ventaja sobre el carbón, con las energías renovables que cuentan con el 23,3% de la capacidad de los Estados Unidos y el carbón solo con el 20%.

Sin embargo, cabe señalar que la capacidad es diferente a la generación real, donde los combustibles fósiles como el carbón tienden a ser más altos que los de la mayoría de las fuentes de energía renovables.

En comparación, en 2019, cuando la capacidad renovable representaba el 22,1% y el carbón el 20,9%, la generación eléctrica real fue del 18,2% para las energías renovables y del 23,3% para el carbón.

Ya no hay ninguna duda de que las fuentes de energía renovable ya están reemplazando al carbón, el petróleo y la energía nuclear y pisa los talones al gas”, señaló Ken Bossong, director ejecutivo de la Campaña SUN DAY. «A la luz de las promesas de campaña hechas por el presidente electo Biden, esta tendencia no solo debería continuar, sino que debería acelerarse enormemente en los próximos años».

Los datos de la FERC también sugieren que la proporción de fuentes de energía renovables en el mix de generación de Estados Unidos debería aumentar rápidamente durante los próximos tres años, con una «alta probabilidad» de que la energía eólica experimente un aumento neto de 27.324MW, mientras que para la energía solar se prevé un crecimiento neto de 32.801MW. En general, FERC espera que la capacidad total de energía renovable agregue más de 61,400MW durante los próximos tres años.

FERC predice que el crecimiento neto del gas durante los próximos tres años solo ascenderá a 20.872MW, mientras que se prevé que las adiciones netas de capacidad para energía hidroeléctrica, geotérmica y biomasa aumenten solo marginalmente.

Por el contrario, la FERC predice que la capacidad de generación de carbón y petróleo se desplomará durante los próximos tres años, con una caída del carbón en 22.346MW y del petróleo en 5.023MW.

Además, FERC actualmente no ve nueva capacidad de carbón en cartera durante los próximos tres años, y solo 6MW de nueva capacidad basada en petróleo. Mientras tanto, también se espera que la energía nuclear experimente una caída, aunque menos dramática, perdiendo el 5% de su capacidad operativa actual.

Fuente: El Periódico de la Energía

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El Periódico de la Energía • Siete eléctricas anuncian el cierre de 9.500 MW de carbón en EEUU en las tres últimas semanas

La victoria de Joe Biden en las elecciones presidenciales de EEUU ha provocado numerosas reacciones sobre los próximos cambios en el sector eléctrico y la realidad supera todas las expectativas, ya que el mercado ya está impulsando rápidamente estos cambios. Durante las últimas tres semanas, siete compañías eléctricas han anunciado planes para cerrar o convertir casi 9.500 megavatios (MW) de generación a carbón en EEUU. Al mismo tiempo, la Administración de Información de Energía de EEUU estimó que un récord de 23 gigavatios (GW) de la nueva capacidad de generación eólica entrará en funcionamiento este año, rompiendo el récord anterior de 13,2 GW establecido en 2012.

Los cierres / conversiones de carbón abarcan el espectro corporativo, que incluye tanto a los productores de energía independientes como a los servicios públicos regulados, y cubren una amplia franja del país, desde Florida hasta Texas y Wisconsin hasta Pensilvania y Maryland, entre otros. Entre los anuncios de cierres destacan:

  • Alliant afirma que cerrará la planta de carbón de 247,8MW Lansing en Iowa en los próximos dos años y convertirá su planta de carbón de 197,7MW en Burlington a gas.
  • Platte River Power Authority en Colorado ha aprobado los planes para cerrar su planta de carbón de 280MW Rawhide para 2030 —16 años antes de lo programado— para ayudar a la empresa a alcanzar su objetivo de reducción de emisiones de dióxido de carbono del 90%.
  • WE Energies decide cerrar 1800MW de generación de combustibles fósiles en los próximos cinco años, incluida la planta de carbón de cuatro unidades de 1.098,7MW South Oak Creek en Wisconsin para 2024, otros 300MW de capacidad de carbón que se identificarán más adelante y también alguna capacidad más antigua de gas.
  • Southwestern Electric Power Co. anunció que cerrará la planta de carbón Pirkey de 721MW en 2023 y “detendrá las operaciones de carbón” en la planta de 1.056MW Welsh para 2028.
  • Gulf Power dijo que había detenido la generación a carbón en su planta Crist de 924MW en el noroeste de Florida en octubre después de que los daños relacionados con el huracán hicieran que no fuera económico reiniciar las operaciones de carbón en la planta, que se está convirtiendo a gas.
  • Talen acordó llegar a un acuerdo legal con Sierra Club en virtud del cual cesará las operaciones de carbón en tres plantas con más de 3,6 GW de capacidad en Pensilvania y Maryland.
  • Xcel optó por convertir su planta de carbón Harrington de 1.018MW en Texas para que funcione con gas a principios de 2025.

Los detalles de cada anuncio difieren, pero todos vuelven a un tema común: mantener abiertas las plantas de carbón habría requerido importantes inversiones de capital, socavando aún más su competitividad económica y ralentizando la transición a recursos de generación más limpios.

Alliant, por ejemplo, dijo que cerrar la planta de Lansing de 72 años ahorraría al menos $ 150 millones en costos de actualización ambiental. Dado el objetivo de la empresa de estar libre de carbón para 2040, esos nuevos costos claramente inclinaron el proceso de toma de decisiones. En cambio, la compañía planea agregar 400MW de capacidad solar durante los próximos tres años, lo que impulsará la generación renovable de la compañía en su territorio de servicio de Iowa al 50 por ciento.

Un reciente análisis de la EIA señala que se esperan 6.7GW de nueva capacidad eólica en línea en Texas y Oklahoma para finales de 2020, generación de bajo costo que reducirá directamente el mercado potencial de las dos plantas de carbón de AEP.

El análisis de la EIA apunta al vencimiento inminente del crédito fiscal a la producción (PTC) como una razón clave para el aumento actual de la construcción eólica. Pero claramente, el PTC no es la única fuerza que impulsa el interés de las empresas eléctricas en la energía eólica, como es evidente en la enorme cantidad de capacidad en las diversas colas de interconexión de generación de mercados regionales en los EEUU.

Según datos del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley, más de 55 GW de capacidad eólica se agregó a estas colas solo en 2019, lo que elevó el total general a 214GW. Una historia similar se puede ver en el sector solar, donde se colocaron casi 110GW de nueva capacidad en las diversas colas de generación en 2019, elevando el total a 265GW. Se agregaron 54GW adicionales de almacenamiento solar más en 2019.

Una parte de esta capacidad propuesta no se construirá, pero las colas verdes de rápido crecimiento (junto con la disminución considerable en la generación de gas propuesta y los planes de carbón no existentes) subrayan vívidamente la dirección en la que se dirige la industria.

La nueva capacidad eólica, solar y de almacenamiento es más barata que la generación de carbón existente, allanando el camino para un movimiento rápido hacia recursos de generación más limpios. El impacto de la administración entrante aún está por verse, pero está claro que los servicios públicos y los productores de energía independientes de todo el país están haciendo planes rápidamente para salir del carbón y apostar por las energías renovables.

Fuente: El Periódico de la Energía

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El Periódico de la Energía • Las renovables favorecen el descenso de los precios de la electricidad en los mercados europeos

Los precios de los mercados eléctricos europeos disminuyeron de forma generalizada en los primeros días de la tercera semana de noviembre, favorecidos por el aumento de la producción eólica y solar en gran parte de los mercados. Los futuros del petróleo Brent superaron los 44 $/bbl y los del CO2 los 27 €/t, en ambos casos alcanzando valores que no se registraban desde septiembre.

Producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

Durante los tres primeros días de la semana que comenzó el lunes 16 de noviembre, la producción solar media aumentó un 21% en la península ibérica en comparación con la media de la semana anterior. En el mercado francés la producción creció un 14% mientras que en el alemán se registró un aumento del 1,0%. Por el contrario, en el mercado italiano la producción tuvo una reducción del 13%.

Durante los 18 primeros días de noviembre, la producción solar aumentó en todos los mercados analizados en AleaSoft en comparación con el mismo período de 2019. En la península ibérica la producción creció un 34%, mientras que en los mercados de Alemania, Francia e Italia los incrementos fueron del 49%, 48% y 44% respectivamente.

Las previsiones de producción solar realizadas en AleaSoft indican que al finalizar la tercera semana de noviembre la generación con esta tecnología será inferior a la registrada durante la semana precedente en el mercado alemán y el italiano.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

La producción eólica promedio de los tres primeros días de la semana del 16 de noviembre registró un incremento del 344% en el mercado italiano en comparación con la media de la semana anterior. En el mercado alemán se produjo también un importante aumento, en este caso del 117%, mientras que en el mercado francés el crecimiento fue más moderado, del 9,3%. Por el contrario, en la península ibérica la producción con esta tecnología disminuyó un 22%. Sin embargo, si se compara la producción ibérica de los tres primeros días de la semana con la del mismo período de la semana anterior, se produjo un aumento del 9,0%.

En el análisis interanual, entre el 1 y el 18 de noviembre la producción con esta tecnología aumentó un 17% en el mercado alemán y un 21% en el mercado francés. En el resto de los mercados analizados la producción disminuyó respecto a los mismos días de noviembre de 2019. En el mercado italiano la producción se redujo un 72%, mientras que en la península ibérica la producción con esta tecnología cayó un 43%.

Para la semana que comenzó el lunes 16 de noviembre, las previsiones de energía eólica de AleaSoft indican que la producción total será superior a la registrada durante la segunda semana de noviembre en la mayoría de los mercados analizados, excepto en el mercado francés donde se espera poca variación.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Demanda eléctrica

Del 16 al 18 de noviembre, la demanda eléctrica se recuperó respecto a los primeros tres días de la semana anterior en la mayoría de los mercados europeos. Se registraron incrementos del 7,8% y 1,9% en los mercados de Francia y Bélgica, por el efecto que tuvo el festivo del miércoles 11 de noviembre, Día del Armisticio de 1918, en la demanda de la semana anterior. Una vez corregido dicho efecto, las variaciones de la demanda fueron del 4,0% y del ‑2,2% respectivamente. En Italia se registró una subida del 2,8% y en Alemania del 1,0%. En cuanto a los descensos, en Gran Bretaña la demanda retrocedió un 5,0%, mientras que en Portugal la bajada fue del 1,0%.

En los observatorios de demanda eléctrica de AleaSoft se puede analizar con más detalle el comportamiento de la demanda durante la semana del 16 de noviembre respecto a las semanas precedentes.

Las previsiones de AleaSoft indican que al finalizar la semana del 16 de noviembre la demanda de los mercados de Europa continuará el mismo comportamiento registrado durante los primeros tres días de la semana.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.

España peninsular, producción solar fotovoltaica y termosolar y producción eólica

La demanda eléctrica de España peninsular registró un ligero incremento del 0,1% de lunes a miércoles de la tercera semana de noviembre respecto los mismos días de la semana anterior. Para el cierre de la semana del 16 de noviembre, en AleaSoft se prevé que la demanda será ligeramente superior a la de la semana anterior.

La producción solar media de España peninsular, la cual incluye a la fotovoltaica y la termosolar, aumentó un 23% entre el lunes y el miércoles de la tercera semana de noviembre respecto a la media de la semana del 9 de noviembre. En la comparación interanual, la producción con estas tecnologías durante los primeros 18 días de noviembre registró un incremento del 35%. En AleaSoft se prevé que al cierre de la semana del 16 de noviembre la producción solar total sea mayor a la registrada la semana anterior.

El nivel medio de la producción eólica en España peninsular de los tres primeros días de la semana que comenzó el lunes 16 de noviembre, disminuyó un 23% con respecto a la media de la semana anterior, aunque si se compara con el mismo período de la semana precedente, fue un 4,6% más alta En el análisis interanual, la producción registrada entre el 1 y el 18 de noviembre fue un 43% más baja. Según el análisis realizado en AleaSoft, para la semana del 16 al 22 de noviembre se prevé que la producción con esta tecnología aumente en comparación con la que se registró en la segunda semana de noviembre.

La producción nuclear aumentó hasta alcanzar un promedio diario cercano a los 148 GWh debido a que la unidad II de la central nuclear de Ascó se conectó nuevamente a las 18:04 horas del martes 17 de noviembre.

Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.

Las reservas hidroeléctricas cuentan actualmente con 10 717 GWh almacenados, según datos del Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico número 46, lo que representa un aumento de 19 GWh respecto al boletín número 45.

Mercados eléctricos europeos

Los primeros cuatro días de la semana del 16 de noviembre los precios bajaron en todos los mercados eléctricos europeos analizados en AleaSoft en comparación con el mismo período de la semana anterior. La mayor bajada de precios, del 77%, fue la del mercado Nord Pool de los países nórdicos, seguida por la caída del 27% del mercado EPEX SPOT de Alemania. En cambio, el mercado IPEX de Italia tuvo el menor descenso de precios, del 4,2%. En el resto de los mercados, las variaciones de los precios estuvieron entre el ‑8,7% del mercado MIBEL de España y el ‑19% de los mercados EPEX SPOT de Bélgica y los Países Bajos.

Durante los cuatro primeros días de la tercera semana de noviembre, el mercado con el precio promedio más bajo, de 2,00 €/MWh, fue el mercado Nord Pool de los países nórdicos. En cambio, el precio promedio más elevado de este período, de 48,42 €/MWh, fue el del mercado IPEX de Italia, seguido por el del mercado N2EX de Gran Bretaña, de 42,53 €/MWh. Los precios promedio en el resto de los mercados estuvieron entre los 32,53 €/MWh del mercado alemán y los 42,19 €/MWh del mercado español.

Entre el lunes y el jueves de la tercera semana de noviembre, los precios de los mercados eléctricos europeos estuvieron en general poco acoplados. Los mercados que presentaron un mayor acoplamiento fueron los de Francia, Bélgica y los Países Bajos. Por otra parte, los mayores precios diarios se alcanzaron en el mercado italiano, mientras que el mercado Nord Pool registró los precios diarios más bajos. Las diferencias entre los precios de ambos mercados superaron los 40 €/MWh.

Entre el 16 y el 19 de noviembre, los precios diarios sólo superaron los 50 €/MWh en una ocasión. Esto ocurrió el lunes 16 de noviembre, cuando se alcanzó un precio de 51,82 €/MWh en el mercado italiano. En cambio, los precios diarios del mercado Nord Pool se mantuvieron por debajo de los 2,50 €/MWh durante los cuatro primeros días de la tercera semana de noviembre. El precio diario más bajo, de 1,44 €/MWh, se alcanzó el jueves 19 de noviembre en este mercado.

Por lo que respecta a los precios horarios, en la madrugada del lunes 16 de noviembre, hubo precios horarios negativos en Alemania, Bélgica, Francia, Gran Bretaña y los Países Bajos. El precio horario más bajo, de ‑5,29 €/MWh, se alcanzó en la hora 4 del lunes en el mercado alemán. Por otra parte, el precio horario más elevado de los cuatro primeros días de la tercera semana de noviembre, de 106,19 €/MWh, se alcanzó en la hora 19 del jueves 19 de noviembre en el mercado británico.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.

El incremento generalizado de la producción eólica en Europa y el aumento de la producción solar en países como Alemania y Francia respecto a los tres primeros días de la semana anterior, favorecieron los descensos de precios durante los primeros días de la semana del 16 de noviembre.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que una vez finalizada la tercera semana de noviembre, los precios continuarán siendo inferiores a los registrados durante la semana del 9 de noviembre. En cambio, para la semana del 23 de noviembre se prevé que los precios se recuperen en la mayoría de los mercados como consecuencia de descensos en la producción eólica.

Mercado Ibérico

En el mercado MIBEL de España y Portugal, el precio promedio de los primeros cuatro días de la semana del 16 de noviembre descendió respecto al del mismo período de la semana anterior. La bajada fue del 8,7% en España y del 8,8% en Portugal. Estos estuvieron entre los menores descensos de precios de los registrados en los mercados eléctricos europeos, después de la caída del mercado italiano.

El precio promedio del 16 al 19 de noviembre fue de 42,19 €/MWh en el mercado español y de 42,17 €/MWh en el mercado portugués. Estos fueron el tercer y el cuarto precios más altos de los mercados europeos, después de los promedios del mercado italiano y del mercado británico.

Los precios diarios del mercado MIBEL fueron los mismos tanto en España como en Portugal durante la mayor parte del período comprendido entre el lunes y el jueves, excepto el miércoles, cuando el precio del mercado español fue 0,07 €/MWh superior al del mercado portugués. Por otra parte, el precio diario máximo, de 44,75 €/MWh, se alcanzó el martes 17 de noviembre. En cambio, el precio diario mínimo, de 39,08 €/MWh, se alcanzó el jueves 19 de noviembre.

Durante los primeros días de la semana del 16 de noviembre, el incremento de la producción eólica en la península ibérica respecto a los mismos días de la segunda semana de noviembre favoreció el descenso de los precios en el mercado MIBEL.

Las previsiones de precios de AleaSoft indican que este comportamiento continuará durante el resto de la semana.

Futuros de electricidad

Los precios de los futuros de electricidad para el primer trimestre de 2021 se comportaron mayoritariamente a la baja en la sesión del miércoles 18 de noviembre en comparación con la última sesión de la semana precedente, del día 13 de noviembre. Los precios del mercado ICE y del mercado NASDAQ de los países nórdicos fueron los de mayor reducción, del 17%. En el resto de los mercados donde los precios descendieron, las variaciones estuvieron entre el ‑0,1% del mercado OMIP de España y Portugal y el ‑3,0% del mercado EEX de Gran Bretaña. El mercado ICE de Bélgica fue el de menor descenso, con una diferencia de 0,01 €/MWh. Por otra parte, los mercados EEX de Alemania, Francia e Italia registraron incrementos de entre el 0,3% y el 1,4%.

En cuanto a los precios de los futuros de electricidad para el año calendario 2021, se registraron incrementos en la sesión del 18 de noviembre para la mayoría de los mercados analizados respecto a los de la sesión del viernes 13 de noviembre. En este caso, los aumentos registrados fueron inferiores al 1,0%. Por otra parte, en los descensos también se destaca la reducción de entre el 15% y el 16% de los precios de los mercados NASDAQ e ICE de los países nórdicos. Los otros mercados donde los precios bajaron fueron EEX e ICE de Gran Bretaña, siendo los descensos de un 1,8% y un 1,3% respectivamente.

Brent, combustibles y CO2

Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el mes de enero de 2021 en el mercado ICE, los tres primeros días de la semana del 16 de noviembre, se mantuvieron por encima de los 43,50 $/bbl, con valores superiores a los de los mismos días de la semana anterior. El precio de cierre máximo, de 44,34 $/bbl, se alcanzó el miércoles 18 de noviembre. Este precio fue superior en un 1,2% al del miércoles anterior y el más elevado desde principios de septiembre.

Las noticias sobre los avances en el desarrollo de las vacunas contra la COVID‑19 publicados recientemente favorecieron precios mayores a los de la semana anterior. Sin embargo, continúa la preocupación por los niveles de contagios y por los efectos sobre la economía de las medidas adoptadas para contener la enfermedad. Además, el incremento en las reservas de crudo de Estados Unidos también puede contribuir a frenar la recuperación de los precios de los futuros de petróleo Brent en los próximos días.

Por otra parte, los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, el lunes 16 de noviembre alcanzaron un precio de cierre de 14,49 €/MWh. Este precio fue un 4,6% superior al del lunes anterior y el más alto desde finales de octubre. Sin embargo, el martes y el miércoles los precios descendieron. El miércoles 18 de noviembre el precio de cierre fue de 13,68 €/MWh, un 2,9% inferior al del mismo día de la semana anterior.

Por lo que respecta al gas TTF en el mercado spot, el martes 17 de noviembre, se alcanzó el precio máximo de los primeros cuatro días de la tercera semana de noviembre, de 14,32 €/MWh. Pero, posteriormente los precios empezaron a descender hasta alcanzar un precio índice de 13,51 €/MWh el jueves 19 de noviembre.

En cuanto a los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de diciembre de 2020, el lunes 16 de noviembre, registraron un precio de cierre de 55,00 $/t, que fue un 7,3% superior al del lunes anterior y el más alto desde finales de octubre. Pero el martes los precios empezaron a descender. El miércoles 18 de noviembre se alcanzó un precio de cierre de 53,95 $/t. Este precio fue un 1,9% inferior al del lunes, pero todavía fue un 2,5% superior al del miércoles anterior.

Respecto a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, los primeros días de la tercera semana de noviembre, se mantuvieron por encima de los 26,50 €/t. El precio de cierre más elevado, de 27,39 €/t, fue el del lunes 16 de noviembre. Este precio fue un 3,2% mayor que el del lunes anterior y el más alto desde finales de septiembre.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.

Análisis de AleaSoft de la evolución de los mercados de energía y perspectivas a partir de 2021

El próximo 26 de noviembre se realizará el webinar de AleaSoft “Perspectivas de los mercados de energía en Europa a partir de 2021 (I)”. En esta ocasión participarán tres ponentes de Vector Renewables, Javier Asensio Marín, CEO, Hugo Alvarez López, Global Head of Technical Advisory, y Carlos Almodóvar Almaraz, Principal M&A and Financial Advisory, además de Oriol Saltó i Bauzà, Manager of Data Analysis and Modelling en AleaSoft. Los temas que se abordarán serán las perspectivas de evolución de los mercados de energía europeos a partir de 2021, las subastas renovables y su efecto en el mercado y las Due Diligence técnicas y su importancia en la financiación de proyectos.

En AleaSoft se realizan informes a medida sobre temas de los mercados de energía, entre los que se encuentran el análisis de las perspectivas de salida de la crisis provocada por la pandemia de COVID‑19. Otros ejemplos de temas abordados en dichos informes de interés para el sector son el impacto del impuesto del 7% en los precios del mercado, los PPA, las subastas renovables, el almacenamiento, el hidrógeno y el autoconsumo. También se realizan informes periciales por incumplimientos de contratos, los cuales son necesarios en demandas judiciales y arbitrajes.

En los observatorios de AleaSoft se puede analizar la evolución de los mercados de energía con datos actualizados diariamente. Estos observatorios incluyen información de los principales mercados eléctricos europeos, de combustibles y de derechos de emisión de CO2 que se visualizan mediante gráficos con datos horarios, diarios y semanales.

Fuente: El Periódico de la Energía

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El Periódico de la Energía • Bruselas propone multiplicar por 25 la capacidad de eólica marina hasta los 300 GW en 2050 con una inversión de 800.000 millones

Para ayudar a cumplir el objetivo de la UE de neutralidad climática para 2050, la Comisión Europea ha presentado la Estrategia de la UE sobre energías renovables offshore. La Estrategia propone aumentar la capacidad eólica marina de Europa de su nivel actual de 12 GW a al menos 60 GW para 2030 y a 300 GW para 2050 . La Comisión tiene como objetivo complementar esto con 40 GW de energía oceánica y otras tecnologías emergentes como la eólica flotante y la solar para 2050.

Este ambicioso crecimiento se basará en el enorme potencial de todas las cuencas marítimas de Europa y en la posición de liderazgo mundial de las empresas de la UE en el sector. Creará nuevas oportunidades para la industria, generará empleos verdes en todo el continente y fortalecerá el liderazgo mundial de la UE en tecnologías de energía marina. También garantizará la protección de nuestro medio ambiente, la biodiversidad y la pesca.

El vicepresidente ejecutivo de European Green Deal, Frans Timmermans, dijo: “La estrategia muestra la urgencia y la oportunidad de incrementar nuestra inversión en energías renovables offshore. Con nuestras vastas cuencas marinas y liderazgo industrial, la Unión Europea tiene todo lo que necesita para hacer frente al desafío. La energía renovable en alta mar ya es una verdadera historia de éxito en Europa. Nuestro objetivo es convertirlo en una oportunidad aún mayor de energía limpia, empleos de alta calidad, crecimiento sostenible y competitividad internacional”.

Por su parte, la comisaria de Energía, Kadri Simson , asegura que “Europa es un líder mundial en energía renovable en alta mar y puede convertirse en una potencia para su desarrollo global. Debemos intensificar nuestro juego aprovechando todo el potencial de la energía eólica marina y promoviendo otras tecnologías como la energía solar flotante, de olas o las mareas. Esta estrategia marca una dirección clara y establece un marco estable, que son cruciales para las autoridades públicas, los inversores y los promotores de este sector. Necesitamos impulsar la producción nacional de la UE para lograr nuestros objetivos climáticos, alimentar la creciente demanda de electricidad y apoyar a la economía en su recuperación post-Covid. «

Para promover la ampliación de la capacidad energética en alta mar, la Comisión fomentará la cooperación transfronteriza entre los Estados miembros en la planificación y el despliegue a largo plazo. Esto requerirá la integración de los objetivos de desarrollo de energías renovables en alta mar en los planes espaciales marítimos nacionales que los estados costeros deben presentar a la Comisión antes de marzo de 2021. La Comisión también propondrá un marco en el marco del Reglamento TEN-E revisado para la planificación de redes marinas a largo plazo , involucrando a los reguladores y los Estados miembros en cada cuenca marítima.

La Comisión estima que se necesitará una inversión de casi 800.000 millones de euros de aquí a 2050 para cumplir los objetivos propuestos. Para ayudar a generar y dar rienda suelta a esta inversión, la Comisión:

  • Proporcionará un marco legal claro y de apoyo. Con este fin, la Comisión también ha aclarado las normas del mercado de la electricidad en un documento de trabajo adjunto y evaluará si se necesitan normas más específicas. La Comisión se asegurará de que las revisiones de las directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y la energía y de la Directiva sobre energías renovables faciliten el despliegue rentable de las energías renovables en alta mar.
  • Ayudará a movilizar todos los fondos relevantes para apoyar el desarrollo del sector. La Comisión anima a los Estados miembros a utilizar el mecanismo de recuperación y resiliencia y a trabajar junto con el Banco Europeo de Inversiones y otras instituciones financieras para apoyar las inversiones en energía offshore a través de InvestEU. Los fondos de Horizonte Europa se movilizarán para apoyar la investigación y el desarrollo, especialmente en tecnologías menos maduras.
  • Asegurará una cadena de suministro fortalecida. La estrategia subraya la necesidad de mejorar la capacidad de fabricación y la infraestructura portuaria y de aumentar la mano de obra debidamente capacitada para mantener tasas de instalación más altas. La Comisión tiene previsto establecer una plataforma dedicada a las energías renovables en alta mar dentro del Foro Industrial de Energía Limpia para reunir a todos los actores y abordar el desarrollo de la cadena de suministro.

La energía renovable marina es un mercado global en rápido crecimiento, especialmente en Asia y Estados Unidos, y ofrece oportunidades para la industria de la UE en todo el mundo . Mediante su diplomacia del Pacto Verde, la política comercial y los diálogos energéticos de la UE con los países socios, la Comisión apoyará la adopción mundial de estas tecnologías.

Fuente: El Periódico de la Energía

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El Periódico de la Energía • Estados Unidos espera instalar un récord de 23GW de nueva capacidad eólica en 2020

Según los datos recopilados por la Administración de Información de Energía de EEUU (EIA), los desarrolladores de proyectos esperan que más de 23 gigavatios (GW) de nueva capacidad de generación eólica se conecten a la red en Estados Unidos en 2020, mucho más que el récord anterior de 13.2 GW agregados en 2012.

Solo 5.0 GW de capacidad han entrado en funcionamiento en los primeros ocho meses de este año, según el Inventario Preliminar Mensual de Generadores Eléctricos de EIA , pero como es típico con las instalaciones eólicas, la mayoría de las adiciones de capacidad anual se ponen en funcionamiento en los últimos meses del año . Otros 18,5 GW entrará en funcionamiento de septiembre a diciembre, según los cronogramas de proyectos informados a la EIA por los propietarios y desarrolladores de centrales eléctricas.

Los 5,0 GW de capacidad añadidos en los primeros ocho meses de 2020 ya son más que la capacidad añadida en los primeros meses de cualquier año excepto 2009. Los desarrolladores esperan añadir otros 18,5 GW en los últimos cuatro meses de 2020: 8,9 GW de septiembre a noviembre y 9,6 GW en diciembre. Diciembre es típicamente el mes con la mayor cantidad de adiciones de capacidad de aerogeneradores. En los 10 años anteriores, el 41% de las adiciones anuales de capacidad eólica entró en funcionamiento en diciembre.

La inminente eliminación del valor total del crédito fiscal a la producción de Estados Unidos (PTC) a finales de 2020 está dando lugar a más adiciones de capacidad que el promedio de este año, al igual que anteriores reducciones de créditos fiscales condujeron a importantes adiciones de capacidad eólica en 2012 y 2019.

Texas tiene la mayor capacidad de turbinas eólicas entre los estados (29,1 GW instalados en agosto de 2020). Los desarrolladores de proyectos en Texas esperan agregar otros 4.0 GW para fines de año, según las fechas informadas. Los desarrolladores del proyecto planean agregar 2.7 GW en Oklahoma, aumentando la capacidad eólica del estado de 8.2 GW a 10.9 GW.

La perspectiva energética a corto plazo de noviembre de 2020 de la EIA muestra que la participación de la energía eólica en la generación de electricidad de EEUU aumentará del 7,4% en 2019 al 8,8% en 2020, más que cualquier otra fuente de generación de electricidad renovable . La EIA prevé que la participación de la energía eólica alcance el 10,3% en 2021. Debido a que la mayor parte de la capacidad eólica se pone en funcionamiento a finales de año, las adiciones anuales de capacidad de cada año tienden a aumentar la generación de electricidad eólica al año siguiente.

Fuente: El Periódico de la Energía

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World Energy Trade • La Unión Europea inyecta 82 millones de euros para las energías renovables de África

La Unión Europea ha destinado 82 millones de euros a proyectos de energías renovables en África, al tiempo que ha firmado iniciativas por valor de 990 millones de euros para completar su último Fondo Europeo para el Desarrollo Sostenible (European Fund for Sustainable Development, EFSD, por sus siglas en inglés).

Los diez acuerdos de garantía financiera incluyen dos específicamente vinculados a la energía limpia.

Al menos 49,6 millones de euros de una garantía europea de 62 millones de euros para energía renovable reducirán el riesgo asociado a los proyectos de energías renovables en el África subsahariana, garantizando a los promotores el pago de la energía que vendan en virtud de contratos con los compradores de electricidad.

No más del 20% del presupuesto proporcionado por el prestamista francés Agence Française de Développement y el colega italiano Cassa Depositi e Prestiti puede asignarse a proyectos al norte del Sahara y todo el fondo podría ir al sur del desierto dando prioridad a las instalaciones en lo que la ONU clasifica como las naciones menos desarrolladas del continente, dijo un portavoz de la UE a pv magazine. La fuente de la UE añadió que Angola y Mozambique ya han sido identificados para recibir apoyo en el marco del programa.

Los últimos diez acuerdos de la EFSD - que se espera desencadenen una inversión total de 10.000 millones de euros - también incluyen un presupuesto de 20 millones de euros del organismo español de desarrollo Compañía Española de Financiación del Desarrollo (COFIDES) dedicado a la financiación de instalaciones de energías renovables fuera de la red en el África subsahariana.

En un comunicado de prensa emitido por la UE la semana pasada para anunciar los acuerdos de garantía financiera, se afirmaba la esperanza de que el plan rural con COFIDES atrajera una inversión total de unos 80 millones de euros y proporcionara energía a unas 180.000 personas en las zonas rurales.

Al anunciar los paquetes de financiación, la comisaria europea para las asociaciones internacionales, Jutta Urpilainen, dijo: "Estos acuerdos apoyarán directamente a las personas que se enfrentan a algunos de los mayores retos a causa de Covid-19: propietarios de pequeñas empresas, trabajadores autónomos, mujeres empresarias y empresas dirigidas por jóvenes. También ayudarán a financiar una importante expansión de la generación de energía renovable, asegurando que la recuperación de la pandemia sea ecológica, digital, justa y resistente".

Fuente: World Energy Trade

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El Periódico de la Energía • Reino Unido prohibirá la venta de vehículos diésel y gasolina en 2030

El primer ministro británico, Boris Johnson, anunció este martes que el Reino Unido prohibirá la venta de nuevos automóviles y furgonetas con motores diésel y gasolina a partir de 2030, diez años antes de lo que se preveía hasta ahora.

Los vehículos híbridos capaces de recorrer «distancias significativas sin emitir dióxido de carbono» continuarán a la venta hasta 2035, avanzó en un comunicado el Gobierno, que prevé invertir 1.300 millones de libras (1.450 millones de euros) en acelerar la expansión de puntos de recarga eléctricos.

La medida es parte de un plan medioambiental estratégico, cuyos detalles se darán a conocer mañana, miércoles, con el que Johnson quiere «crear y respaldar» 250.000 empleos en el Reino Unido, que el próximo año albergará en Glasgow la cumbre del clima COP26.

Durante la próxima década, el Ejecutivo británico prevé movilizar 12.000 millones de libras (13.390 millones de euros) en inversiones públicas hacia sectores que contribuyan al objetivo de alcanzar cero emisiones netas de dióxido de carbono en 2050.

«A pesar de que este año ha tomado una dirección muy diferente de la que esperábamos, no he perdido de vista nuestros ambiciosos planes», declaró Johnson, que subrayó su intención de que el impulso de la economía verde tenga efectos en el conjunto del país.

«Nuestra revolución industrial verde recibirá la energía de las turbinas de viento en Escocia y el noreste (de Inglaterra), estará impulsada por vehículos eléctricos fabricados en las Midlands (centro de Inglaterra) y por las últimas tecnologías desarrolladas en Gales», afirmó el primer ministro.

El Gobierno asegura que ha mantenido «extensas consultas» con fabricantes y vendedores de vehículos antes de anunciar el futuro veto a los motores diésel y gasolina.

El Reino Unido «ya fabrica una proporción significativa de los vehículos eléctricos en Europa», destaca el Ejecutivo, que ayudará además a la industria con una inversión de 500 millones de libras (560 millones de euros) en cuatro años para impulsar el desarrollo de la producción de baterías.

También prevé otorgar 582 millones de libras (650 millones de euros) en subvenciones para rebajar el precio y estimular la venta de vehículos de cero o «ultrabajas» emisiones.

La organización ecologista Greenpeace UK declaró que la prohibición anunciada por el Reino Unido marca un «punto de inflexión histórico en las acciones climáticas».

«Si bien el cambio hacia los vehículos eléctricos no es una panacea, vetar los nuevos (coches) contaminantes de gasolina y diésel en 2030 puede encarrilar al Gobierno hacia el cumplimiento de sus compromisos climáticos», afirmó Rebecca Newson, responsable del departamento de Política de Greenpeace en el Reino Unido.

La hoja de ruta medioambiental de diez puntos que avanzó hoy Johnson prevé asimismo cuadruplicar durante la próxima década la cantidad de energía eólica «offshore» que produce el Reino Unido, hasta 40 gigavatios (GV).

También se impulsará el uso de hidrógeno como combustible para la industria, el transporte y la generación de calor en hogares, con hasta 500 millones de libras (560 millones de euros) y se dedicarán 525 millones de libras (585 millones de euros) al desarrollo de plantas y tecnología nuclear.

El Reino Unido aspira además a convertirse en un «líder mundial en tecnologías para capturar y almacenar emisiones dañinas», y se marca como objetivo haber recuperado 10 megatoneladas (MT) de dióxido de carbono en 2030.

Fuente: El Periódico de la Energía

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El Periódico de la Energía • La mejora de la red de transmisión y de las interconexiones regionales de la India favorece la generación solar y perjudica al carbón

Con más de 1.300 millones de habitantes, India es el segundo país más poblado del mundo y tiene el tercer nivel más alto de consumo de energía después de China y Estados Unidos. Para ayudar a satisfacer las necesidades energéticas del país, India está ampliando su infraestructura de transmisión eléctrica para mejorar el movimiento de electricidad entre las regiones del país.

En International Energy Outlook 2020 (IEO2020), la Administración de Información Energética (EIA) de EEUU considera cómo las conexiones a la red eléctrica interregional podrían influir en las futuras opciones de combustible de generación de electricidad de la India. El modelo de EIA muestra que mayores niveles de conectividad de red y comercio de electricidad entre regiones dan como resultado más generación de electricidad a partir de energía solar y menos de carbón.

En el pasado, la EIA modeló el mercado de energía de la India como una región con una sola forma de carga, lo que significa que la EIA asumió que los clientes de electricidad en todo el país consumían electricidad a las mismas tarifas por hora, diaria y estacional. Para IEO2020, EIA modeló el mercado energético de la India como cinco regiones distintas, que representan las cinco redes eléctricas regionales del país. Modelar el mercado de la energía utilizando cinco regiones captura mejor el efecto de las interconexiones regionales de transmisión de electricidad en las decisiones de expansión de la capacidad y las demandas de combustible a más largo plazo para el sector eléctrico de la India.

El uso de electricidad de cada región varía según la hora del día y la temporada porque los climas y las economías locales difieren en toda la India. Para capturar las diferencias en el uso regional de electricidad, la EIA utiliza formas de carga regionales que reflejan la variación estacional y diaria en el consumo de electricidad. Además, la combinación de tecnologías de centrales eléctricas y los precios de los combustibles de generación, como los precios del carbón y del gas natural, varía entre las regiones.

La EIA descubrió que el uso de cinco regiones al modelar el mercado eléctrico de la India y la variación de las formas de carga por región dio lugar a una gran cantidad de movimiento de electricidad interregional. Cuando la electricidad se mueve entre regiones energéticas, las regiones con exceso de electricidad pueden mover electricidad de costo relativamente menor, como la electricidad generada por el viento o la energía solar, a regiones que necesitan más. Sin estos movimientos, las regiones que necesitan más electricidad suelen satisfacer la demanda con un coste de generación más elevado, a menudo a partir de fuentes de combustibles fósiles.

Debido a que el menor costo de la electricidad resultante del movimiento entre regiones compensa el costo inicial de agregar la capacidad de transmisión necesaria, EIA espera que los movimientos interregionales aumenten, lo que afectará las fuentes que la India elige para generar electricidad. Con más movimiento de electricidad en todas las regiones, el mix eléctrico de la India cambiaría a una mayor proporción de generación solar y una menor proporción de carbón.

Fuente: El Periódico de la Energía

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Diálogo Chino • El rol de los proyectos de energía de China en el extranjero

Nueva base de datos de la Universidad de Boston muestra que la mayor parte de las inversiones chinas en energía se destinan al carbón, pero que los proyectos de energías renovables van en aumento

El anuncio de China de que aspiraría a la neutralidad del carbono para 2060 fue un éxito en la Asamblea General de las Naciones Unidas en septiembre, y Japón y Corea del Sur asumieron compromisos similares en las semanas siguientes. Pero aún quedan preguntas sobre lo que este cambio de política interna significará para las inversiones de energía de China en el extranjero.

Una nueva base de datos que hemos compilado en el Centro de Política de Desarrollo Global de la Universidad de Boston destaca cuántas de estas inversiones son en centrales eléctricas basadas en combustibles fósiles, y los planes de China de construir más.

777 plantas de energía en el mundo recibieron financiamiento chino

Al recopilar datos sobre las centrales eléctricas fuera de China que han recibido financiación de los bancos de política china o inversión extranjera directa de empresas chinas, contamos 777 centrales eléctricas en 83 países diferentes. Este total incluye las plantas que están en funcionamiento, en construcción y en planificación, y en conjunto representan 186,5 gigavatios (GW) de capacidad de generación.

Las plantas de carbón constituyen la mayor parte de estas inversiones por capacidad, con más de 74 GW, o cerca del 40% de la capacidad registrada en nuestro conjunto de datos. Estimamos que las plantas de combustibles fósiles en nuestro conjunto de datos están generando actualmente alrededor de 314 millones de toneladas de emisiones de CO2 por año. Las plantas en construcción o en planificación representan otros 80,3 GW de capacidad. Si todas ellas entran en funcionamiento para el 2030, añadirán otros 211 millones de toneladas de CO2 anualmente.

Asumiendo que no se retiren las plantas de combustible fósil actualmente en funcionamiento en nuestro conjunto de datos para el 2030, sus emisiones acumuladas de CO2 durante los próximos 10 años alcanzarían casi seis mil millones de toneladas de CO2. Esto consumiría el 1,3% del presupuesto global de carbono - las emisiones de CO2 que pueden entrar en la atmósfera para que retengamos un 66% de posibilidades de limitar el calentamiento global a 1,5ºC. Dado que muchas centrales eléctricas de carbón tienen una vida útil de 30 a 40 años, es probable que esto sea una subestimación de los efectos en un presupuesto de carbono a largo plazo.

Sin embargo, los tipos de proyectos de energía financiados por China pueden estar cambiando. En el último decenio, la instalación anual de energía no contaminante con inversión y financiación chinas ha ido en general en aumento. Si se observan los proyectos de nuestra base de datos que se están construyendo o planificando desde ahora hasta 2033, la energía eólica y la solar representan alrededor del 12% de esta capacidad, y la proporción de energía hidroeléctrica es mayor en la capacidad futura (33%) que en las plantas actualmente en funcionamiento (27%). Pero la distribución de estos proyectos futuros sigue estando demasiado centrada en la generación a partir de fósiles para ser compatible con el Acuerdo de París.

Las empresas de energía renovable de China a menudo se enfrentan a obstáculos para ir al extranjero. Tienden a ser más pequeñas y de propiedad privada, en comparación con las grandes empresas estatales que tienen décadas de experiencia en el desarrollo de centrales eléctricas tradicionales en países extranjeros.

Aunque la energía eólica y la solar representan una pequeña parte de la capacidad total de generación de las inversiones chinas en el extranjero, constituyen una proporción mayor de los proyectos individuales. Los proyectos de energía renovable suelen tener una capacidad mucho menor que las centrales de carbón, gas y energía hidroeléctrica.

De hecho, los proyectos de energía eólica representan el 29% de todos los proyectos rastreados en nuestra base de datos, y los proyectos solares representan el 17%. Es posible que, a pesar de su menor tamaño, el número relativamente mayor de proyectos de energía renovable presente una oportunidad de aprendizaje y ampliación por parte de los bancos de políticas chinas y los inversores extranjeros directos.

Además, la mayoría de las inversiones chinas en el extranjero en proyectos de energía renovable provienen de la inversión extranjera directa, y no de los bancos políticos de China. Un punto positivo es la empresa privada china Canadian Solar, que es el décimo mayor inversor de China en términos de inversión extranjera directa en capacidad en el extranjero. Las otras empresas que figuran entre las diez primeras son empresas estatales e incluyen las mayores empresas de energía de China.

El análisis de estas pautas de inversión puede arrojar luz sobre los futuros mecanismos de política para fomentar las inversiones chinas en el extranjero en materia de energía renovable. Por ejemplo, ¿por qué ha tenido tanto éxito Canadian Solar? ¿Y qué ha permitido la relativa proliferación de la inversión china en energía renovable en América Latina, en comparación con las regiones más carboníferas como el sur y el sudeste asiático?

A fin de armonizar los objetivos nacionales en materia de clima y la huella climática mundial de China, los dirigentes chinos también deberían centrarse en la elaboración de políticas que fomenten la inversión en el extranjero en materia de energía renovable. Nuestro análisis de datos y nuestra labor de cartografía de los proyectos energéticos de China en el extranjero pueden ayudar a estos responsables políticos, junto con los investigadores y los defensores de las energías limpias de todo el mundo, a identificar las principales tendencias en la generación de energía mundial respaldada por China y a orientar la toma de decisiones hacia un futuro con energías más limpias.

Fuente: Diálogo Chino

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