Acciona, Fersa y Eolia Renovables obtienen primas públicas para 1.709 MW eólicos

La compañía de infraestructuras y energía Acciona ha logrado incentivos para un total de 1.104 megavatios en proyectos renovables en España, con lo que garantiza la actividad local de su creciente negocio energético para los próximos tres años.

La electricidad producida por las centrales de Acciona subvencionadas representa el 12 por ciento de la potencia preasignada por el Ministerio de Industria, que autorizó un total de 9.050 megavatios de energías renovables, de los que unos 6.400 megavatios son de energía eólica.

Acciona ha logrado la aprobación para 29 parques eólicos, con una potencia instalada conjunta de 824 megavatios, que deberán ponerse en marcha gradualmente hasta finales de 2012. Fuentes de la compañía aseguraron que Acciona controla el cien por cien de 26 de estos proyectos.

Trece de los parques eólicos, con una potencia total de 441,45 MW, se ubican en la Comunidad Valenciana (Boira, Losilla, Salomon, Benalaz, Benalaz II, El Mulatón, Las Bodeguillas, La Solana, Rincón del Cabello y Alto Palancia III), cuya adquisición se culminará a final de año y son propiedad cien por cien de Acciona.

Asimismo, también han sido registrados sus parques eólicos valencianos de Peñas de Dios, Peñas de Dios II y Cerro de la Nevera, participados al 50 por ciento a través de la sociedad Renomar.

Acciona ha logrado incentivos también para cinco parques eólicos andaluces, que suman una potencia total de 159,6 MW, situados en Viento de Alcalá, Castellana, Loma de Lázaro, Llano del Espino y Cerro Gaviria.

Además, han sido subvencionados otros cinco parques eólicos, que suman 126 MW, y están ubicados en Castilla y León (Celada I, Celada V, Peña Nebina, Sierra Sesnández y Cerro de la Mira); otros cinco en Castilla La Mancha (El Relumbrar, Peralejo, Escepar, Villamayor y El Chaparro), con 92 MW de potencia, y uno en Galicia (Goa) de 5,20 MW.

Actualmente, la energía eólica está cobrando en España unos 86 euros por megavatio/hora gracias a un incentivo fijado por el Gobierno -llamado prima- sobre el precio de mercado.

Acciona también consiguió subsidios para 5 centrales de energía termosolar con una potencia total de generación de 250 megavatios, que deberán ponerse en marcha en los próximos cuatro años, según las normas fijadas por el Gobierno.

En concreto, han sido subvencionadas las cinco plantas termosolares de 50 megavatios de Acciona ubicadas en Alvarado (también denominada La Risca); Palma del Rio I y Palma del Rio II (Andalucía); y Orellana y Majadas (Extremadura).

Dichas instalaciones representan el 28 por ciento de la potencia termosolar preasignada en esta primera fase y el 11 por ciento de la potencia total preasignada.

Las centrales termosolares aprobadas cobrarán en torno a 270 euros por megavatio/hora, ocho veces por encima del actual precio de mercado de la electricidad.

Acciona también obtuvo incentivos para 30 megavatios para sus dos plantas de biomasa, ubicadas en Miajadas y Alcázar de San Juan, y que suman 30 MW de potencia, el 34 por ciento del total preasignado.

Fersa recibirá primas para 254 MW de diez parques eólicos

Por su parte, la empresa Fersa Energía Renovables ha obtenido la inscripción de 253,77 megavatios (MW) de 10 parques eólicos.

Según informó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), estos parques suponen el 58 por ciento de la potencia total que Fersa había solicitado al Ministerio de Industria.

La mayor parte de los parques estarán en Cataluña, donde sumarán 240,27 MW, aunque también habrá dos en Andalucía, con una potencia instalada de 13,5 MW.

Eolia Renovables consigue subvenciones para 17 parques eólicos

También Eolia Renovables ha logrado que 17 parques eólicos, que suponen un total de 631,6 megavatios (MW), se incluyan en el registro de renovables aprobado por Industria para recibir primas a la producción.

Según informó la compañía, Eolia Renovables ha conseguido que pasen la fase de prerregistro 17 de los 19 proyectos que había presentado al Ministerio y que estarán ubicados en Castilla y León, Castilla-La Mancha, Cataluña y Andalucía.

La mayor parte de las centrales se construirán en Cataluña, con 7 plantas y un total de 238,4 MW, y en Castilla y León, con 8 parques que suman 269,7 MW.

Abengoa construirá trece plantas termosolares con 650 MW hasta el año 2013

Las centrales fueron inscritas en un registro de energías renovables controlado por el Gobierno, con lo que tendrán derecho a cobrar las actuales tarifas por encima del precio de mercado que hacen viables estas instalaciones.

En concreto, los trece proyectos de Abengoa representan una tercera parte de los 2.400 megavatios termosolares aprobados por el Gobierno.

Abengoa ya tiene en funcionamiento 31 megavatios termosolares, con lo que prevé tener una potencia acumulada en España de 681 megavatios para mediados de 2013.

Las centrales, ubicadas en el sur de España, entrarán en funcionamiento gradualmente durante los próximos cuatro años y cobrarán en torno a 270 euros por megavatio/hora.

Las nuevas plantas tendrán una potencia instalada de 50 megavatios cada una y ya están en construcción los tres parques correspondientes a la plataforma Solúcar en Sanlúcar la Mayor (Sevilla) y los dos de Écija (Sevilla).

El próximo año comenzará el desarrollo de las dos plantas de la plataforma Ciudad Real y las dos de la plataforma Carpio (Córdoba), mientras los cuatro parques de la plataforma Extremadura en Logrosán (Cáceres) se ejecutarán en varias fases.

Según Abengoa, estas trece centrales abastecerán a 334.000 hogares y evitarán la emisión de 408.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2).

Abengoa es uno de los principales promotores mundiales de energía termosolar, una tecnología que concentra el calor del Sol en espejos y lo transforma en electricidad a través de turbinas convencionales

Endesa pide ampliar a 60 años la vida útil de las centrales nucleares o construir nuevas

Andrea Brentan dijo que la principal decisión que hay que tomar al respecto es «nucleares sí o nucleares no», porque los 40 años de vida de las centrales se cumplirán entre 2020 y 2030.

«La decisión nuclear se tiene que tomar en los próximos años. Hay tiempo. Ojalá que no sea tan improvisada como la de Garoña», apuntó en declaraciones a la prensa a su salida de la subcomisión.

En su opinión, la opción de prescindir de la energía nuclear tendrá un efecto «muy negativo» en la consecución de los retos del sector energético: seguridad del suministro, sostenibilidad y eficiencia en costes o competitividad.

Explicó que el hecho de parar unas centrales que «funcionan» conllevará necesariamente tener que invertir en la instalación de entre 9.000 y 11.000 megavatios nuevos de potencia.

Preguntado por el coste de esta nueva potencia, apuntó que es muy difícil hacer un cálculo, ya que depende mucho de la tecnología de sustitución por la que se opte y que actualmente sólo podría ser térmica porque es la única que garantiza un funcionamiento las 24 horas del día.

A modo de ejemplo, explicó que el coste de un ciclo combinado oscila entre los 600 ó 700 euros por kilovatio, mientras que el de una central de carbón es de entre 1.200 y 1.300 euros por kilovatios, siempre que no incluya captura de CO2, tecnología que eleva el coste entre un 50 y un 100%.

En términos de sostenibilidad medioambiental, el cierre de las nucleares supondría la elevación de las emisiones de gases de efecto invernadero, en tanto que la seguridad del suministro también se vería afectada porque «nadie puede asegurar la capacidad alternativa necesaria», así como por cuestiones «geopolíticas».

En el horizonte de 2020, consideró que no es necesario instalar en España más capacidad de generación que la prevista y apuntó que la mayor incógnita hasta ese año es saber cómo evolucionará la demanda, que no recuperará los niveles de antes de la crisis en unos cinco años.

En este sentido, consideró que todo dependerá de cómo sea la recuperación económica, así como del grado de penetración de las medidas de ahorro y eficiencia energética y de los avances en factores como el coche eléctrico.

Por otra parte, Brentan reiteró la importancia de que se logre un pacto de Estado en materia energética para dar seguridad al sector, dado que sus ciclos de inversión son muy elevados.

En cuanto a las energías renovables, pidió sopesar la posibilidad de repartir su sobrecoste «entre todos los sectores energéticos y los Presupuestos Generales del Estado».

Además, pidió no que participen en la formación de precios en el mercado mayorista y que se retribuya a la capacidad que respalda a las renovables (carbón, ciclos combinados y bombeo) a través de un «pago regulado».

Endesa pide rebajar de 10 a 3 KW el umbral de acceso a la TUR

Asimismo, el consejero delegado de Endesa pidió que se reduzca «progresivamente» y hasta los 3 kilovatios el umbral de acceso a la tarifa de último recurso, la única tarifa eléctrica que fija el Gobierno, con el fin de avanzar en la liberalización de la comercialización de energía eléctrica.

Ahora pueden acceder a la TUR los usuarios con potencias contratadas iguales o inferiores a 10 kilovatios (kW), que equivalen a unos 25 millones de hogares y pymes, mientras que con 3 kilovatios existen unos 3 millones de consumidores.

Andrea Brentan hizo esta petición durante su comparecencia en la subcomisión del Congreso constituida para definir la estrategia energética de España para los próximos 25 años.

Desde el pasado mes de julio, lo usuarios con 10 kW pueden elegir entre acogerse a tarifa o acudir al mercado a negociar su suministro.

La demanda eléctrica y gasista alcanzan su máximo de otoño

La demanda de energía eléctrica alcanzó el lunes su máximo del otoño a las 18.50 horas, al alcanzar los 42.103 megavatios (MW), coincidiendo con la llegada del temporal de frío y nieve que afecta a la Península Ibérica.

Según datos de Red Eléctrica este consumo supone un aumento del 28,1% en comparación con el pico de demanda de hace una semana (el lunes 7, cuando se llegó a los 32.862 MW) y del 10,8% frente al máximo del último día laborable, el viernes 11, con 37.976 MW.

El máximo anual se registró el 13 de enero pasado, con 44.495 MW.

El máximo histórico de demanda de electricidad se alcanzó el 17 de diciembre de 2007, cuando la demanda fue de 45.450 MW a las 18.53 horas.

Por su parte, la demanda de gas natural aumentó un 5,5% en la jornada del lunes, con respecto al anterior día laborable, el pasado viernes 11, y alcanzó los 1.600,55 gigavatios/hora (GWh), lo que supone el máximo alcanzado desde el inicio del otoño.

Según datos de Enagás, si se compara este consumo con el de la semana anterior, cuando se situó en 1.095,35 GWh, el aumento es del 46,1%.

En la jornada del lunes la demanda convencional (es decir, la demanda doméstica y la industrial) alcanzó los 1.008,07 GWh. De este modo, aumentó un 18% en comparación con el viernes 11 y un 40% frente al lunes anterior.

El consumo de gas natural experimentó su máximo anual el 9 de enero, fecha en la que alcanzó los 1.788 gigavatios/hora (GWh). El máximo histórico se registró el 7 de diciembre de 2007, cuando se alcanzaron los 1.863 GWh.

Instalan en Pamplona el primer miniaerogenerador urbano de España

En la puesta en marcha del aparato han estado presentes el consejero del Gobierno foral en este área, José María Roig; la directora general de empresa, Begoña Urien, y el consejero delegado de DonQi Iberia, Luis Unceta.

El miniaerogenerador se ha ubicado en ese edificio concreto por reunir los requisitos para un funcionamiento exitoso: un viento urbano de más de 4 metros por segundo sin sombras que con la producción que se obtiene se puede abastecer hasta el 70% de las necesidades de una vivienda media.

El objetivo final de esta instalación, que tiene un coste aproximado de 6.000 euros, es fomentar la generación distribuida, la producción de energía limpia donde se consume energía habitual (como en viviendas o centros de trabajo), evitar las pérdidas en el transporte y aumentar la independencia así como la eficiencia energética.

El consejero Roig ha destacado que la fase de grandes instalaciones eólicas «debe empezar a complementarse con actuaciones a nivel urbano, para que los ciudadanos asuman las energías renovables como algo más propio, de lo que se puedan beneficiar ellos y la sociedad» y ha apuntado que el nuevo campo a desarrollar por su departamento está vinculado a las renovables.

Por su parte, Unceta ha indicado que una de las grandes ventajas de estos aerogeneradores es la generación distribuida a través de una nueva fuente de energía renovable que «puede suponer, dependiendo de los regímenes de viento, entre el 50 y 70% de ahorro energético en una vivienda media española», un objetivo que los gobiernos tratan de alcanzar actualmente.

La característica principal de estas instalaciones es que «se genera electricidad en el punto de consumo, con la ventaja significativa de que no se transporta la electricidad ni se transforma, con lo que se evitan las pérdidas y se es más eficiente energéticamente», ha señalado Unceta.

Según el consejero delegado de DonQi Iberia, los objetivos para el año que viene son instalar aerogeneradores en diferentes puntos de España, y ha pedido una mejora en las leyes sobre energía mini eólica a través de una legislación propia, la facilitación de las gestiones administrativas para estas instalaciones y un «empujón» al sector «para hacerlas más rentables».

Las características de estos aerogeneradores, «que no vibran ni hacen ruido», permiten aprovechar todos los vientos urbanos, y tienen la capacidad de suministrar electricidad en lugares aislados y alejados de la red eléctrica, gracias a que el sector mini eólico aprovecha los recursos naturales para producir energía eléctrica vertida a la red de baja tensión.

La cogeneración alcanzará el 10% del mix energético español al cierre de 2009

Según estimaciones de Acogen, la cogeneración llegará a los 6.148 MW (megavatios) de potencia al final del año, más 264 MW en pre-asignación, produciendo 30.819 GWh (gigavatos/hora) y exportando electricidad a la red por 20.726 GWh.

El sector, que factura 3.800 millones de euros anuales y emplea 4.500 trabajadores, está integrado por 900 industrias que fabrican papel, químicos, cerámicas, ladrillos, tableros, alimentos, coches o cualquier producto que requiera de calor en su proceso.

La publicación inminente de la nueva fórmula para revisión de precios y la previsible salida, antes de mediados de 2010, de la normativa sobre la modificación sustancial para sustitución de equipos generadores, arroja «buenas perspectivas» para el sector, según esta patronal.

No obstante, el retraso acumulado en la salida de esta normativa que contempla las condiciones de renovación de equipos, mantiene paralizadas inversiones por más de 1.000 millones de euros.

Su promulgación, por lo tanto, «otorgará seguridad jurídica a los criterios que aplican las comunidades autónomas en las condiciones para renovación de plantas, lo que activaría la inversión sectorial prevista, de unos 1.000 millones de euros, a desarrollar entre 2010 y 2012».

Acogen solicita objetivos planificados de desarrollo de la cogeneración, similares a los de las renovables y en línea con la revisión del Plan de Acción en Eficiencia Energética de la Unión Europea. Su objetivo es alcanzar el 20% de cogeneración en 2020.

Endesa modifica sus estatutos por su integración en Enel

Según comunicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), los nuevos estatutos actualizan asuntos administrativos que habían quedado pendientes en la Junta de Accionistas del pasado mes de junio, en la que se aprobó la nueva composición del Consejo de Administración.

La Junta Extraordinaria de Accionistas también ha ratificado el nombramiento de Gianluca Comin como miembro del Consejo de Administración para los próximos cuatro años, un puesto que ocupaba desde el mes de septiembre de forma interina.

Además, la Junta ha decidido que Endesa forme parte como sociedad dependiente del grupo fiscal Enel Energy Europe, lo que supondrá beneficios fiscales para el grupo a nivel interno pero no afectará al sistema de tributación de la sociedad, que seguirá pagando sus impuestos en España.

Asimismo, el consejo de administración acordó pagar el próximo 4 de enero un dividendo a cuenta de los resultado de 2009 de 0,50 euros brutos por acción.

Los accionistas de Endesa percibirán 0,41 euros por acción, una vez descontada la retención del 18 por ciento que se aplica a este tipo de rendimiento del capital.

Este año, la compañía repartió un dividendo único de 5,897 euros por acción con cargo a las cuentas de 2008, cifra muy superior debido a los beneficios extraordinarios generados con la venta de activos a E.On.

El ejercicio anterior, la eléctrica, que suele proponer el pago de un dividendo complementario con motivo de la Junta General de Accionistas, repartió la misma cantidad de 0,50 euros por acción.

Para hacer frente al pago del dividendo, Endesa deberá desembolsar cerca de 530 millones de euros.

Iberdrola Renovables firma la venta de energía eólica de un parque en Estados Unidos

Con este acuerdo, Iberdrola Renovables se garantiza a largo plazo la rentabilidad de la nueva planta eólica, como ya lo hizo con la firma de un contrato similar con M-S-R Public Power Agency para la planta Big Horn I.

El parque eólico Big Horn II se empezará a construir en la primavera de 2010 en el condado Klickitat (Washington) y tendrá una potencia instalada de 50 megavatios (MW), que se sumarán a los 200 MW de Big Horn I.

M-S-R Public Power Agency suministra electricidad a la empresa eléctrica estatal de California, Modesto Irrigation District, y a las ciudades de Santa Clara y Redding, que desde ahora cubrirán el 40 por ciento de su demanda con energías renovables, según el comunicado de Iberdrola.

Iberdrola Renovables es el segundo operador de los Estados Unidos, un país que la empresa española considera «clave» para su crecimiento futuro, y en el que, a cierre de septiembre de 2009, tenía 3.459 MW instalados y otros 368 MW en construcción.

También ampliará la potencia del parque eólico escocés Whitelle

Asimismo, ScottishPower Renewables, filial británica de Iberdrola Renovables, ha sido autorizada por el Gobierno escocés a aumentar la potencia instalada del parque eólico Whitelee y que actualmente es el mayor de Europa.

De este modo, se va a incrementar en 140 MW, hasta 593 MW, la potencia del parque eólico, situado a 15 kilómetros de Glasgow (Escocia).

La producción anual del parque de Whitelee equivaldrá al consumo eléctrico de unos 330.000 hogares, número superior a la población total de la ciudad de Glasgow, se destaca en la nota. Además, con esa producción se puede evitar la emisión de entre 570.000 y 1,3 millones de toneladas de CO2 al año.

La nueva ampliación aprobada en Whitelee es la segunda autorizada este año (la primera fue de 130 MW) y está prevista que la construcción de ambas extensiones, que podría generar unos 200 empleos, comience en 2010.

Una vez completadas las ampliaciones, Whitelee contará con 215 aerogeneradores, frente a los 140 que tiene en la actualidad, y ocupará un área de 80 kilómetros cuadrados.

Whitelee fue inaugurado el pasado mes de mayo y para el presidente de Iberdrola Renovables, Ignacio Sánchez Galán, supone que el Grupo Iberdrola está «profundamente comprometido con Reino Unido y Escocia y quiere ser un motor de desarrollo y crecimiento».

Según Sánchez Galán, los objetivos en Escocia son «crear riqueza y bienestar a través de nuestras inversiones y compras a proveedores locales, así como generar empleo», se recuerda en la nota.

La inversión fotovoltaica cae de 16.400 a 800 millones de euros en el año 2009

Frente a los 2.660 megavatios (MW) fotovoltaicos que se instalaron en España el año pasado, este ejercicio se han colocado unos 120 MW, con lo que ni si quiera se cubrirá el cupo de 500 MW fijado por el Gobierno, explicó en una entrevista con el presidente de la patronal ASIF, Javier Anta, quien reconoció que el crecimiento de 2008 era «insostenible».

El cupo fijado por el Gobierno para este año se ha cubierto en la última convocatoria resuelta hace una semana, por lo que este año no dará tiempo a instalar esos megavatios.

La principal razón del desplome de 2009 obedece a que en octubre del año pasado entraron en vigor unas primas inferiores en un 30 por ciento a las que se cobraban hasta entonces, lo que provocó que se aceleraran muchos proyectos para beneficiarse de una mayor retribución, lo que, a su vez, podría haber dado lugar a un fraude millonario que ahora investiga la Comisión Nacional de la Energía (CNE).

En 2009, la actividad del sector también se ha visto frenada por las dificultades de financiación y por el efecto «psicológico» que genera en los productores ver cómo caen los precios de los paneles solares y que les lleva a retrasar proyectos ante la posibilidad de que aún se abaraten más.

«Ha sido un año en blanco», aseveró Anta, quien añadió que, junto a estos factores, el retraso en la publicación de la normativa que estableció los cupos trimestrales también ha dificultado que se cubriera toda la oferta.

Anta auguró que la actividad del sector, que con la caída de la inversión ha perdido unos 30.000 puestos de trabajo, mejorará en el futuro porque «peor no se puede estar» y agradeció que el Gobierno está siendo sensible a los problemas por los que atraviesa.

En este sentido, explicó que el Ejecutivo ha decido conceder una prórroga adicional de cuatro meses antes de ejecutar los avales a aquellas instalaciones que inscritas en el registro que da acceso a las primas no hayan entrado en funcionamiento al año de su inscripción.

La «clave» estará en que la potencia que no se haya instalado será «reflotada» y podrá sumarse a los cupos previstos para el próximo año.

En cuanto al sistema de cupos, que limita a 500 MW la potencia fotovoltaica a instalar anualmente, Anta dijo que el sector lo acepta porque entiende que es el que el Gobierno cree coherente con la evolución de otras tecnologías.

Sin embargo, dijo que si este límite se mantiene hasta 2020 el sector no se sentirá cómodo, ya que aspira a contar ese año con entre 17.000 y 20.000 MW para generar entre el 6 y el 7 por ciento del consumo eléctrico, que ahora abastece entorno al 1,5 y 2 por ciento.

Por ello, la industria investigará si puede aspirar a más megavatios sin causar problemas al sistema eléctrico, para lo que propone permitir el autoconsumo, lo que abriría muchas posibilidades en ámbitos como comunidades de vecinos o fábricas, que ahora deben vender la energía que producen con paneles para posteriormente comprarla en el mercado.

Lo que se pretende es que los particulares puedan convertirse en empresarios y vender al mercado sólo lo que les sobra tras satisfacer su propio consumo.

En cuanto a la revisión de las primas que recibe el sector, Anta dijo que, tras un año «en blanco» no se pueden aprobar altos recortes, a pesar de que las instalaciones se han abaratado entre el 15 y el 25 por ciento debido al descenso del precio de los panales solares en un 30 por ciento en 2009.

General Electric suministrará aerogeneradores al mayor parque eólico de EEUU

El proyecto, en manos del productor energético privado Caithness Energy y que ya está listo para empezar a construirse, incluirá 338 aerogeneradores nutridos por General Electric, con los que se espera obtener una potencia total instalada de 845 megavatios (MW) cuando esté listo para funcionar en 2012.

El futuro parque, que llevará el nombre de Shepherds Flat, será la primera de esas instalaciones para obtener energía eólica que utilizará en Estados Unidos los aerogeneradores de tipo 2,5xl que fabrica General Electric y que la compañía ya ha probado con éxito en Europa y Asia.

El grupo, con sede en Nueva York, explicó que los 338 aerogeneradores que se instalarán en una superficie de más de 77 kilómetros cuadrados en los condados de Gilliam y Morrow de Oregón, suponen, además de su primer encargo dentro de Estados Unidos, el mayor pedido que recibe en todo el mundo.

«Estos aerogeneradores suponen la última evolución de la tecnología de energía eólica desarrollada por General Electric y proporciona a nuestros clientes la máxima eficiencia y fiabilidad energética», dijo el presidente y consejero delegado de General Electric Power & Water, Steve Bolze.

Bolze recordó el éxito de las turbinas de 1,5 MW que General Electric fabrica, «las que cuentan con mayor implantación en el mundo, con más de 12.000 unidades instaladas», y aseguró que el proyecto de Oregón pone de manifiesto la capacidad de la compañía de «proporcionar soluciones integradas en el sector de las energías limpias».

General Electric, que instalará los aerogeneradores y se encargara del mantenimiento y las operaciones del parque eólico durante los primeros diez años de su funcionamiento, también invertirá mediante sus servicios financieros en un proyecto que se ha valorado en 2.000 millones de dólares.

El futuro parque eólico tiene como objetivo mejorar el suministro energético de California, estado vecino a Oregón, así como el acceso de esa poblada zona de la costa oeste de Estados Unidos a las energías renovables.