Eficiencia Energética - Capítulo VI - Energía Reactiva ¿Cómo interpretar este concepto?

La energía reactiva es la demanda extra de energía que algunos equipos de carácter inductivo y/o capacitivo como motores, transformadores, luminarias (inductivo) y líneas eléctricas (capacitivo), producen en su funcionamiento. Esta energía "extra" puede descompensar un sistema eléctrico ya que afecta directamente al factor de potencia del mismo, ya que a mayor energía reactiva en el sistema menor será el factor de potencia. Pongamos un ejemplo:

• Una instalación eléctrica para el suministro a una pequeña industria de 1000 kVA, en la que existen varias cargas reactivas debidas al transformador de potencia, a los motores de consumo, a la línea eléctrica de reparto en Baja Tensión. Las cargas reactivas inductivas (Transformador y Motores) serán mucho mayores siempre que las cargas capacitas (línea eléctrica de reparto en Baja Tensión), siendo el valor de la energía reactiva inductiva 100 kVAr. Por este motivo la potencia aparente será de 994,98 kW.
  
• El factor de potencia (que es igual al cos Phi si no tenemos en cuenta los posibles armónicos existentes en la instalación) tendrá un valor de 0,99. Dicho valor es muy próximo a la unidad, que es el valor que nos indica que las pérdidas de la instalación debidas a la energía reactiva son nulas.
• Sin la potencia reactiva, inductiva en este caso, fuese de 250 kVAr tendríamos una potencia aparente de 964,24 kW y un cos Phi de 0,96, que ya sería un valor a tener en cuenta de cara a la facturación de la compañía eléctrica.
  

La mayor parte de las cargas industriales producen este tipo de energía, conjuntamente con la energía activa. Los efectos negativos de la energía reactiva o que se derivan de su consumo:

1. Costes económicos reflejados en las facturas eléctricas.
2. Pérdida de potencia de las instalaciones.
3. Caídas de tensión que perjudican el normal funcionamiento de las instalaciones.
   
4. Transformadores más recargados.

Además, esta energía provoca sobrecarga en las líneas de distribución y transporte sin producir un trabajo útil, y por lo tanto es necesario compensarla para optimizar las instalaciones eléctricas. Las ventajas de la compensación de energía reactiva, ayudando a obtener ventajas económicas y técnicas:

1. Aumenta la capacidad de las líneas y transformadores instalados.
2. Mejora la tensión de la red.
3. Disminuyen las pérdidas de energía.
4. Consigue una reducción en el coste global de la energía.

En diferentes sectores, se utilizan soluciones que minimizan el impacto derivado del consumo de este tipo de energía. Básicamente consisten en la utilización de equipos diseñados para neutralizar la energía reactiva que presentan los sistemas eléctricos. Un ejemplo claro es la instalación de baterías de condensadores. Además se pueden utilizar otros mecanismos para realizar seguimientos exhaustivos del consumo de la energía reactiva y poder así realizar acciones correctoras. Un ejemplo es la visualización de curvas de carga de energía reactiva que se pueden obtener directamente del contador de la instalación y/o analizando la factura eléctrica (según los tipos de contratos).

También es interesante conocer teoricamente como funciona el sistema eléctrico de distribución y transporte de energía eléctrica, ya que ello nos puede ayudar a comprender los requerimientos legales que se les exige a los consumidores en Media Tensión y/o Alta Tensión, así como a las empresas que generan energía eléctrica. Para ello vamos a diferenciar los tres tramos de consumo generales del sistema eléctrico español: Horas Punta, Horas Llano y Horas Valle.

• Horas Punta: Son las horas en las que el consumo del sistema eléctrico se encuentra en su mayor estado de carga, por lo que son las horas en las que los transformadores y las líneas eléctricas se encuentran practicamente al 100 % de su estado de carga contratado, no al 100 % de su carga nominal que de diseño puede rondar un 40% a mayores de la carga contratada. Cuando los transformadores están "muy cargados" generan energía reactiva inductiva, siendo esta directamente proporcional al estado de carga del transformador. Por otro lado, las líneas eléctricas (aéreas o subterráneas) están también "muy cargadas" que en este estado generan energía reactiva inductiva y energía reactiva capacitiva, ya que estas disponen una componente resistiva e inductiva directamente proporcional al estado de carga de la línea y una componente capacitiva fija para cualquier estado de la misma una vez está en tensión. "Entonces podemos llegar a la conclusión de que en este tramo el sistema dispondrá de la energía reactiva capacitiva (fija) de las líneas y de la energía reactiva inductiva (directamente proporcional al estado de carga) de las línea y de los transformadores, siendo esta última mucho mayor y resultando por tanto un sistema inductivo. La legislación actual prima por ello a los generadores eléctricos que inyecten energía reactiva capacitiva en horas punta para compensar al sistema eléctrico inductivo".

• Horas Llano: Son las horas en las que el consumo del sistema eléctrico se encuentra a mitad de carga, por lo que son las horas en las que los transformadores y las líneas eléctricas se encuentran practicamente al 50-60 % de su estado de carga contratado. Cuando los transformadores están "a mitad de carga" generan energía reactiva inductiva, siendo esta directamente proporcional al estado de carga del transformador. Por otro lado, las líneas eléctricas (aéreas o subterráneas) están también "a mitad de carga" que en este estado generan energía reactiva inductiva y energía reactiva capacitiva, ya que estas disponen una componente resistiva e inductiva directamente proporcional al estado de carga de la línea y una componente capacitiva fija para cualquier estado de la misma una vez está en tensión. "Entonces podemos llegar a la conclusión de que en este tramo el sistema dispondrá de la energía reactiva capacitiva (fija) de las líneas y de la energía reactiva inductiva (directamente proporcional al estado de carga) de las línea y de los transformadores, siendo esta última algo menor y resultando por tanto un sistema casi equilibrado pero capacitivo, aunque con una diferencia realmente pequeña. La legislación actual prima por ello a los generadores eléctricos que inyecten energía reactiva inductiva con un cos Phi muy próximo a la unidad (1) en horas llano para compensar al sistema eléctrico casi equilibrado pero capacitivo".

• Horas Valle: Son las horas en las que el consumo del sistema eléctrico se encuentra en su menor estado de carga, por lo que son las horas en las que los transformadores y las líneas eléctricas se encuentran practicamente al 0-10 % de su estado de carga contratado. Cuando los transformadores están "muy poco cargados" casi no generan energía reactiva inductiva, siendo esta directamente proporcional al estado de carga del transformador. Por otro lado, las líneas eléctricas (aéreas o subterráneas) están también "muy poco cargadas" que en este estado generan muy poca energía reactiva inductiva y la misma energía reactiva capacitiva que en los otros dos casos, ya que estas disponen una componente resistiva e inductiva directamente proporcional al estado de carga de la línea y una componente capacitiva fija para cualquier estado de la misma una vez está en tensión. "Entonces podemos llegar a la conclusión de que en este tramo el sistema dispondrá de la energía reactiva capacitiva (fija) de las líneas y de la energía reactiva inductiva casi nula (directamente proporcional al estado de carga) de las línea y de los transformadores, resultando por tanto un sistema capacitivo. La legislación actual prima por ello a los generadores eléctricos que inyecten energía reactiva inductiva en horas valle para compensar al sistema eléctrico capacitivo".

Con esto se pretende dar una idéa general sobre la importancia de tener controlado el consumo de energía reactiva en cualquier sistema eléctrico, ya que este punto es el "camino crítico" para conseguir una mayor eficiencia energética (en lo que a energía eléctrica se refiere) en cualquier sistema.

Por ello cualquier persona o compañía que quiera informarse sobre posibles soluciones a sus problemas relacionados al consumo de energía reactiva, que no dude en contactar con nosotros para un correcto asesoramiento técnico.

¿QUÉ APORTÓ LA ENERGÍA EÓLICA A LA ECONOMÍA ESPAÑOLA EN LOS ÚLTIMOS AÑOS?

Desde la AEE (Asociación Empresarial Eólica) se han publicado datos, como demuestra el "Estudio del impacto Macroeconómico del Sector Eólico en España" realizado por Deloite, en el que se reflejan datos de lo que aportó la industria eólica a la economía española en el año 2009.

El 2009 fue un año complicado para el sector eólico y supuso un punto de inflexión en su desarrollo. Aún así, el sector aportó directa e indirectamente 3.207 millones de euros al PIB Español, lo que representa un 0,34% del PIB español. Comparando estos datos con los obtenidos en el año 2008, en el que la aportación representó un 0,39% del PIB español, podemos observar la tendencia bajista del sector.

En el año 2009 se produjo una caída de empleo cifrada en unos 5.000 puestos de trabajo, quedando directamente empleadas por el sector un total de 37.719 personas. La tendencia en el año 2.010 no ha cambiado, o que se ha reflejado en una ralentización de su ritmo de crecimiento. En total, se instalaron 1.515,95 MW en España, lo que supone un aumento de la potencia instalada del 8% respecto al año anterior, el crecimiento más lento desde 2003 en términos absolutos. La potencia instalada a 31 de diciembre en España se situaba en 20.676,04 MW, ligeramente por encima del objetivo fijado en el Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010, de 20.155 MW.

Las principales causas de este cambio de tendencia experimentado en el año 2009, y continuado en el año 2010, son:

1. El impacto de Registro de Preasignación, nacido al amparo del Real Decreto 6/2009.
2. Las crecientes contraprestaciones económicas.
3. Las barreras administrativas que implican los concursos autonómicos.
4. La crisis económica que atraviesa nuestro país.
5. La incertidumbre por la falta de un marco regulatorio que establezca las reglas del juego a partir de 2013

Pero no todo lo que se extrae del informe es negativo, porque si sumamos los años 2010, 2009 y 2008, la aportación al PIB sería de 6.197 millones de euros, que supone poco menos del doble de las primas recibidas durante ese mismo periodo en la venta de energía, que fueron 3.706 millones de euros.

Además la energía eólica ahorró a nuestro país 1.541 millones de euros por la sustitución de las importaciones de combustibles fósiles, más otros 270 millones de euros gracias a las emisiones de gases de efecto invernadero que se evitaron. A estas cifras habría que sumarle que se exportó energía eólica por valor de 2.104 millones de euros, lo cual aportó 207 millones de euros a la balanza fiscal. También se destinaron 156 millones a I+D+i, y contribuyó a generar empleo cualificado, lo que hace que el sector eólico siga siendo clave para el futuro de la sociedad española.

Pero el futuro es incierto, ya que para 2011 y 2012, quedan pendientes de puesta en marcha inscritos en el Registro de Preasignación menos de 3.000 MW. A partir de entonces, no se conoce ni la retribución que percibirán las instalaciones, ni el sistema que se utilizará, lo que frena que comience la instalación de parques eólicos de cara al futuro. Esto es importante, ya que España deberá cumplir, como todos los países de la Unión Europea, el objetivo de que el 20% del consumo final de energía proceda de fuentes renovables en 2020, para lo que la eólica será fundamental. Según las previsiones enviadas por el Gobierno a Bruselas en su Plan de Acción de Energías Renovables (PANER), se espera que en 2020 haya 35.000 MW de eólica terrestre y 3.000 MW de eólica marina en España. Para cumplir estos objetivos, será necesario que se clarifique el marco regulatorio futuro del sector sin más dilación.

En 2010, Castilla y León fue, por segundo año consecutivo, la Comunidad Autónoma que más energía eólica instaló, con 917 MW, el 60,4% de toda la nueva potencia instalada en España. Le siguieron Cataluña, con 326,87 MW nuevos, y Andalucía, con 139,41 MW. De este modo, Castilla y León, continúa a la cabeza del ranking de potencia instalada por Comunidades Autónomas, seguida por Castilla-La Mancha (que instaló 6 MW en 2010) y Galicia (54,80 MW).

Numerosas comunidades (Andalucía, Aragón, Canarias, Cantabria, Cataluña, Extremadura y Galicia) realizaron concursos eólicos en 2010 y adjudicaron potencia eólica por encima de 7.000 MW. Sin embargo, en ausencia del nuevo marco regulatorio, no se sabe ni cómo ni cuándo podrá instalarse esta potencia.

En lo que se refiere a las empresas promotoras, Iberdrola Renovables continúa liderando el ranking español, con un total de 5.168,50 MW. En 2010, fue la compañía que más instaló, al sumar 289,22 MW. También instalaron más de 200 MW en el año EDPR (249,78 MW) y Govade (232,52 MW). En el ranking de potencia instalada, Acciona continúa en segundo lugar, con 4.036,82 MW, seguida por EDPR, con 1.862,92 MW.

Entre los fabricantes, los aerogeneradores de Gamesa sumaron 760,7 MW en 2010. La empresa mantiene el primer puesto de la clasificación, con un total de 11.108,07 MW. Vestas, con nueva potencia instalada por valor de 500,4 MW y un total de 3.528,72 MW, permanece en segundo lugar. Alstom Wind pasa a ocupar el tercer puesto, con 1.559,85 MW, tras instalar 141,78 MW en 2010.

Fuente: AEE (Asociación Empresarial Eólica)

En 2010, la energía eólica cubrió el 16,6% de la demanda eléctrica en España (según datos de Red Eléctrica de España) y se consolidó como la tercera tecnología que más aporta al sistema, tras la nuclear y los ciclos combinados.

Eficiencia Energética - Capítulo V - Software ABCD para análisis y simulación de líneas aéreas

Los parámetros de la línea aérea de alta tensión no solo dependen de la impedancia y admitancia que pueda presentar, sino que también depende de la longitud. Dos líneas de idénticas características constructivas pero de diferentes longitudes poseen parámetros distintos que repercuten en valores de caídas de tensión, pérdidas de potencia, tensión, corriente, etcétera distintas para unos mismos estados de carga.

Existe una amplia gama de programas informáticos dedicados al cálculo eléctrico de líneas de transporte, pero no se paran a realizar un análisis “interno” o a lo largo de la línea. Tras unos valores iniciales de potencia, tensión, datos topográficos y morfológicos se comienza el estudio de los parámetros considerándose constantes a lo largo del tiempo y la longitud de la línea. Sin embargo, la energía en las líneas no es constante; existen curvas de carga que recogen el hecho que dependiendo de la estación, hora, lugar o hábitos de consumo, toman diversas geométricas.

También, en el caso de líneas muy largas o con cargas extremas podemos encontrar que las tensiones, corrientes u otros parámetros tomen valores máximos o mínimos respecto los terminales de conexión de la línea.

Figura 1

El Software ABCD dispone de cuatro pestañas de las cuales las denominadas “características” y “curva de carga” son de entrada de datos. En “características” (figura 1) vemos agrupados los datos de entrega en seis bloques. En los “datos eléctricos” elegimos el conductor (nomenclatura UNE-EN 50182:2001) y la tensión normalizada según el Real Decreto 223/2008. Las “características de los aisladores” pueden obviarse en caso de no conocer ni el número de aisladores por fase, ni las pérdidas unitarias por aislador; en este caso, se toma por defecto un valor de 10-8 S/km. Los “datos del entorno” son los valores de altitud y temperatura media en la que la línea está enclavada, así como su longitud y coeficiente meteorológico (mt). “Datos estructurales” es la configuración del conductor pudiendo elegir entre símplex, dúplex, tríplex y cuádruplex, marcando la distancia entre conductores (d) en milímetros y tomando un coeficiente del conductor (mc) que ronda entre 0,83 y 0,87. En este bloque definimos la posición de las fases mediante un sistema de ejes cartesianos donde la referencia la tomamos en la parte superior del apoyo. Con las “unidades base” fijadas y los valores de “potencia de cortocircuito” concluimos la entrada de datos.

Figura 2

Todos estos datos se pueden guardar en un fichero de extensión *.cel, para poder utilizarlos en otro momento. En el apartado de “parámetros” (figura 2) visualizamos los valores característicos
que va a tener nuestra línea según los datos de entrada de la pestaña anterior (características). Se calculan el valor del radio geométrico de la fase, la distancia geométrica del circuito, la inducción, la capacidad y la conductancia por fase. A partir de estos se computan los valores de resistencia, reactancia, conductancia y susceptancia por fase en unidades parciales y totales. Ya con los valores de impedancia y admitancia del modelo de la línea calculamos los parámetros A, B, C y D correspondientes. Podemos ver los resultados en valores ingenieriles y por unidad. Si queremos ver los valores de impedancia y admitancia en formato módulo argumental, se debe hacer doble clic sobre la casilla. Si se realiza un nuevo doble clic volverá a la forma rectangular. Los parámetros de la línea vendrán influidos por el modelo elegido. Si cambiamos de modelo, podemos evaluar la diferencia existente reflejada en los parámetros. También, se puede calcular el efecto corona, la perditancia y la conductancia asociada a dicho efecto en caso de producirse.

Figura 3

En la sección “curva de carga” (figura 3) podemos elegir entre cuatro periodos de tiempo. La curva diaria evalúa la demanda durante un día en escalas de 1 hora; la curva semanal evalúa la demanda durante una semana en escalas de 1 día, la mensual analiza la demanda durante un mes a lo largo de 30 días; la estacional, la demanda durante un año en cada una de las estaciones y la anual, la demanda durante un año en escalas de 1 mes. Para indicar la demanda, marcaremos en valores por unidad (definida la base en la pestaña características), la magnitud requerida por el sistema en el momento dado. Todos estos datos se pueden guardar en un fichero de extensión *.cce, para poder utilizarlos posteriormente.

Figura 4

Ya en la última pestaña, de regulación (figura 4), vemos las magnitudes de las tensiones, corrientes y potencias de entrada y salida para cada uno de los periodos de la curva de carga asignada a la línea. En caso de no introducir ninguna curva de carga, simularemos la línea en las condiciones de vacío y carga elegida la de la base.

Este interesante Software puede sernos de gran ayuda a la hora de estudiar el funcionamiento de una línea existente, así como a la hora de dimensionar nuevas líneas, por lo que a continuación os dejo el enlace en el que os lo podéis descargar de forma gratuita (versión Freeware): ABCD V2.0

FUENTE : TÉCNICA INDUSTRIAL Nº 789

¿Retroactividad? Si, no o todo lo contrario

El Gobierno reduce los costes del sistema eléctrico en más de 4.600 millones en los próximos tres años:

• La norma aprobada el día 23-12-10 se inscribe en la política del Gobierno de racionalizar y contener los costes regulados del sistema eléctrico, búsqueda de nuevas fuentes de ingresos y protección de los consumidores más vulnerables y se suma a otras actuaciones legislativas aprobadas en la presente legislatura.

• Las empresas financiarán el bono social hasta 2013 y asumirán el coste de las políticas de ahorro y eficiencia energética (E4) en el periodo 2011-2013.

• Todas las empresas generadoras de electricidad, tanto del régimen ordinario como las de energías renovables y cogeneración, pagarán un peaje de 0,5 €/MWh.
  

• Se limita durante tres años las horas con derecho a prima de las plantas fotovoltaicas al igual que ha ocurrido con otros sectores como el eólico y el termosolar.

• Se modifican los límites máximos del déficit de tarifa en 2010, 2011 y 2012 para adecuarlo a las desviaciones y se mantiene en el año 2013 el punto en el que se alcanza la suficiencia tarifaria.

El Consejo de Ministros ha aprobado el día 23-12-10 un Real Decreto-Ley que contiene una serie de medidas destinadas a reducir los costes regulados del sistema eléctrico cuyo principal objetivo es garantizar su sostenibilidad económica y contribuir a eliminar el denominado déficit de tarifa según el calendario previsto en el año 2009. Esta norma se inscribe en la política del Gobierno de racionalizar y contener los costes regulados del sistema eléctrico, búsqueda de nuevas fuentes de ingresos y protección de los consumidores más vulnerables mediante la ampliación del bono social y se suma a otras actuaciones legislativas aprobadas en la presente legislatura. En conjunto, las medidas aprobadas en 2010 suponen un ahorro de más de 4.600 millones de euros en los próximos tres años, 1.660 en 2011, 1.510 en 2012 y 1.446 en 2013.

ESTRATEGIA DE REDUCCIÓN DE COSTES

El sector eléctrico está atravesando una situación coyuntural excepcional causada por una repentina caída de la demanda eléctrica. Tras 25 años de incrementos sostenidos de la demanda próximos al 4% anual, en 2009 la demanda eléctrica cayó un 4,7 por ciento, descenso que se sumaba a una desaceleración del consumo experimentada en 2008. La consecuencia directa de esta coyuntura ha sido una pérdida de ingresos para el conjunto del sistema y, adicionalmente, un aumento del montante total de los costes regulados por el efecto de la caída de la demanda. Ya desde 2009 el Gobierno ha adoptado una serie de medidas tendentes a racionalizar los costes regulados y reducir el déficit de tarifa, entre las que destacan la aprobación del RD-L 6/2009 por el que se estableció una senda de reducción del déficit de tarifa y creó un prerregistro para las energías renovables con el fin de evitar una entrada en el sistema de plantas por encima de los objetivos previstos y un aumento innecesario de las primas que reciben estas instalaciones. Al mismo tiempo se creó el bono social, un mecanismo que ahora se amplía, para proteger a los consumidores más vulnerables.

Durante 2010 el Gobierno ha seguido trabajando en la reducción de costes y ha adoptado una serie de medidas de carácter técnico para mejorar la calidad:

Acuerdo con el sector eólico para reducir temporalmente sus primas un 35% y limitación del número de horas con derecho a prima, así como la creación de un cupo experimental de 160 MW para incentivar el desarrollo tecnológico.

Acuerdo con el sector termosolar por el que se eliminó la opción de retribución a precio de mercado más prima (más ventajosa que la opción de tarifa regulada) para todas las plantas inscritas en el pre-registro durante un año, retraso en la fecha de entrada en operación de las plantas inscritas en el prerregistro, y limitación del número de horas con derecho a prima en función de las distintas tecnologías.

Nueva normativa para las plantas solares fotovoltaicas de nueva creación en la que se reducen las futuras primas en un 5% (instalaciones de techo pequeño), 25% (instalaciones de techo medianas) y 45% (instalaciones de suelo). Asimismo, se han aprobado elementos técnicos para mejorar la integración de las instalaciones de fuentes renovables y de cogeneración y simplificar y agilizar los procedimientos administrativos de aplicación.

CONTENIDO DEL NUEVO REAL DECRETO-LEY

Peajes a la generación. Actualmente la generación eléctrica está exenta de financiar las redes, aunque es una actividad que contribuye a aumentar el coste de las redes porque exige la construcción de las conexiones necesarias para realizar el suministro eléctrico. Para equilibrar esta situación, a partir del próximo 1 de enero se establece un peaje de 0,5 €/MWh, que pagarán tanto los generadores del régimen ordinario como los del régimen especial. Esto supone un incremento de los ingresos de 150 millones anuales.

Bono social. Las empresas eléctricas financiarán el bono social hasta 2013, seis meses más de lo previsto hasta ahora, lo que supondrá un ahorro de 150 millones de euros. Creado en 2009, el bono social supone la congelación de las tarifas eléctricas para los consumidores con potencias contratadas hasta 3 KW en su primera residencia, así como a familias numerosas, los perceptores de las pensiones mínimas y aquellos hogares que tengan todos sus miembros en paro. Tienen derecho a él unos 5 millones de consumidores.

Costes de la estrategia de ahorro y eficiencia energética. Desde el 1 de enero de 2011 las empresas eléctricas asumirán el coste de las medidas relacionadas con la estrategia de ahorro y eficiencia energética durante tres ejercicios. Esta partida, que hasta ahora se sufragaba con cargo a la tarifa, supondrá un ahorro total de 670 millones, 270 millones en 2011, 250 millones en 2012 y 150 millones en 2013.

Reducción temporal de la retribución fotovoltaica. Al igual que ha ocurrido con otros sectores como el eólico y el termosolar, se limitarán las horas de funcionamiento con derecho a prima de las plantas fotovoltaicas a las previstas en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 en el periodo 2011-2013. La producción que exceda este umbral se venderá a precio de mercado mayorista. El ahorro logrado con esta medida asciende a 740 millones anuales. Las plantas afectadas disfrutarán de tres años más de periodo con derecho a prima, que de esta forma pasa de 25 a 28 años. A partir de 2014 existirá también un límite de horas equivalente al funcionamiento actual.

Déficit de tarifa. Cumplimiento del calendario de eliminación del déficit tarifario del sistema eléctrico hasta su completa eliminación en 2013. Se modifican los límites máximos hasta 5.500 millones en 2010, 2.000 millones en 2011 y 1.500 millones en 2012, para adecuarlos las desviaciones y se mantiene el punto en el que se alcanza la suficiencia tarifaria en el año 2013. Tal y como estaba previsto la titulización del déficit de tarifa se realizará con el aval del Estado para minimizar su impacto en los consumidores, accediendo así a las mejores condiciones de mercado.

RESUMEN DE AHORROS

		Medida		2011	2012	2013
		Acuerdo eólica		51	65	116
		Acuerdo termosolar		451	304	136
		Peaje a la generación		148	151	154
		Bono Social		0	0	150
		Fotovoltaica (reducción horas)		740	740	740
		Planes de ahorro y eficiencia energética		270	250	150
		TOTAL (millones de euros)		1.660	1.510	1.446

Con todo esto la más perjudicada de todas las energías es la solar fotovoltaica, ya que todas las empresas o particulares que generen energía con este tipo de tecnología verán disminuidos sus ingresos en cerca de un 10% anual.

FUENTE: Ministerio de Industria, Comercio y Turismo.

Nueva legislación de energías renovables en España

El pasado 23 de noviembre de 2010 se publicó en el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (en lo sucesivo, RD 1565/2010), que entró en vigor al día siguiente de su publicación, a saber, el 24 de noviembre de 2010.

Este Real Decreto modifica principalmente la prima que se percibe por la venta de energía generada en centrales solares fotovoltaicas, entre otras; así como varias modificaciones legales respecto a anteriores Reales Decretos (RD 436-2004, RD 661-2007, RD 1578-2008), en lo que a generación en régimen especial se refiere.

Posteriormente, el pasado 7 de diciembre de 2010 se publicó en el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica.

Este Real Decreto introduce varias modificaciones legales respecto a anteriores Reales Decretos (RD 436-2004, RD 661-2007, RD 1578-2008), en lo que a generación, de energía solar termoeléctrica y eólica, en régimen especial se refiere.

Con estos dos nuevos Reales Decretos se pone punto y final a una larga espera, ha durado más de 1 año, por la nueva legislación que regule el sector de las Energías Renovables en España. Esto no significa que no se adopten más medidas o nuevos Reales Decretos, por parte del gobierno español, para terminar de darle estabilidad al sector.

A partir de ahora se espera la estabilización de un sector que rompió al alza todas las previsiones de crecimiento realizadas hace más de 5 años; pretendiendo de este modo que el nuevo marco regulatorio, junto con el "know how" adquirido durante estos años, sea la medida definitiva para la consagración del sector. Para ello es necesario tener en cuenta el trabajo que queda por delante, en un sector en el que a día de hoy es necesario acotar los costes de construcción, explotación y mantenimiento consiguiendo aumentar, en la misma medida que se reduzcan los citados costes, el rendimiento de las instalaciones.

En los próximos años veremos el resultado, pero mi humilde opinión es que esta regulación va a ser muy buena para contribuir a la consagración de un sector como el de las energías renovables...

Avión Solar - Capítulo IV - Todo aquello que es imposible queda por realizar

El prototipo, pilotado por André Borschberg, logró el primer hito de la misión el 21-09-10 al volar desde Payerne hasta el Aeropuerto Internacional de Ginebra, antes de regresar de nuevo a su base en Payerne. El día 22-09-10, el avión solar despegó de nuevo hacia el Aeropuerto Internacional de Zurich, donde aterrizó a las 14h30. Posteriormente, regresó a Payerne de nuevo. Durante todo el vuelo, el público pudo seguir el progreso de Solar Impulse, el cual voló a baja altitud en una ruta previamente anunciada.

"¡¡Estos vuelos son simplemente increíbles!! ¡¡Gracias a la baja velocidad del avión, tuve la oportunidad de descubrir Suiza desde un ángulo completamente nuevo!! ", dijo André Borschberg, CEO y Co-fundador de Solar Impulse, desde la cabina de HB SIA en Zurich . "Los vuelos solares suizos representan un importante paso adelante para nuestro equipo, ya que nos llevan fuera de nuestro espacio aéreo habitual. Hemos aprendido a trabajar junto a los aeropuertos internacionales, en combinación con el tráfico aéreo pesado que existe en suiza. Nuestro próximo paso será un vuelo internacional, ¡¡para el próximo año!! "

"El equipo ha hecho un esfuerzo realmente enorme, ya que los vuelos de larga distancia previstos para el año que viene parecen más prometedores", Agregó Raymond Clerc, Director de Vuelo de Solar Impulse.

Para Bertrand Piccard, presidente e iniciador de Solar Impulse, este evento es una ocasión para presentar los proyectos educativos de la Fundación Solar Impulse. "Uso el avión solar como un símbolo, nuestro objetivo es promover el espíritu emprendedor en los jóvenes, haciéndolos conscientes de la importancia de las energías renovables, el ahorro de energía y nuevas tecnologías."

Los próximos hitos de Solar Impulse son los vuelos internacionales programados para el próximo año, el vuelo transatlántico en 2012, y la circunnavegación del mundo en 2013 a bordo del segundo prototipo, cuyo diseño se comenzará a elaborar a finales de este otoño.

"Todo aquello que es imposible queda por realizar" Julio Verne.

GRAFENO: ¿EL FUTURO?

El grafeno es una estructura laminar plana, de un átomo de grosor, compuesta por átomos de carbono densamente empaquetados en una red cristalina en forma de panal de abeja mediante enlaces covalentes que se formarían a partir de la superposición de los híbridos sp² de los carbonos enlazados. El Premio Nobel de Física de 2010 fue otorgado a Andre Geim y Konstantin Novoselov por sus revolucionarios descubrimientos sobre el material bidimensional grafeno.

No sólo es el más fino sino también el más resistente; conductor de electricidad tan bueno como el cobre y como conductor de calor supera a cualquier material. De la punta de un lápiz a materiales tecnológicos.

El origen del grafeno está en el grafito común que se encuentra por ejemplo en los lápices. En un milímetro de grafito haytres millones de capas de grafeno apiladas, pero los científicos Andre Geim y Konstantin Novoselov lo lograron usando cinta adhesiva para arrancar delgadas escamas de un pedazo de grafito. Realizado ese proceso, que repitieron una veintena de veces hasta obtener capas más delgadas, añadieron óxido de silicio, material estándar usado en la industria semiconductora: bajo el microscopio el grafeno pudo ser visto y aislado por primera vez. A partir de ahí, Geim y Novoselov pudieron centrarse en estudiar los dos principales rasgos del material, su composición casi perfecta y el hecho de que sus electrones se comportan como los fotones, las partículas de luz sin masa; además de permitir probar algunos efectos cuánticos hasta entonces sólo discutidos de forma teórica. El artículo publicado por los autores en la revista “Science” en octubre de 2004 causó “conmoción en todo el mundo”, según el Comité Nobel de Física, y enseguida se plantearon innumerables aplicaciones prácticas, aunque la mayoría de ellas “sólo existen en nuestras fantasías”.

Sus propiedades conductoras permiten suponer que los transistores de grafeno serán más rápidos que los de silicio, con lo que se obtendrán computadoras más eficientes y rápidas, así como mejores células solares fotovoltaicos. Su condición de casi transparente apunta a la producción de mejores pantallas táctiles, pantallas de dispositivos eléctricos e incluso células solares fotovoltaicas.

La resistencia del grafeno podría ser usada para producir nuevos materiales muy fuertes y a la vez delgados, elásticos y ligeros, a partir de los cuales se puede fabricar satélites, aviones o automóviles.

¿Por qué será que todos estos avances nunca se llevan a cabo en España? ¿Igual porque solamente pensamos en el pelotazo?

¿CONTAMINAN LAS PLANTAS DESALINIZADORAS?

Aunque el agua abunda en la corteza terrestre, el 97% forma mares y océanos cuya salinidad la hace inutilizable para la actividad humana. Del 3% restante, sólo se puede aprovechar la parte no congelada, que comprende el 0,7% del total. El agua es esencial en la vida de los seres vivos y en un planeta en continuo desarrollo su disponibilidad apta para el consumo humano resulta cada vez más complicada. Una posible solución para combatir la escasez de agua dulce consiste en aprovechar el agua de los mares y los océanos mediante la tecnología conocida como desalinización.

La desalinización se emplea principalmente en zonas áridas, como Arabia Saudí, y en determinadas islas en que hay deficiencia de ríos. En España, la utilización de este sistema ha ido en aumento en los últimos años. El 39% de la población mundial vive a una distancia inferior a los 100 km del mar. Por esta razón, la desalación se ha convertido en una alternativa para el abastecimiento de agua en las islas y zonas costeras con elevada demanda y recursos escasos. En el año 2009, la capacidad de desalación del planeta fue, aproximadamente, de 52.000.000 m3/día y los cinco países que más apostaron por este tipo de tecnología son los que se indican en la figura 1. Por lo que respecta al mercado internacional, los estudios realizados por la Global Water Intelligence señalan que en el periodo 2005-2015, las inversiones para construir nuevas plantas de desalación ascenderán a los 30.529 millones de dólares, con un coste de operación que se prevé que será de unos 3.416 millones de dólares. Por otro lado, el 70% de las instalaciones utilizarán agua de mar como materia primera. La producción de agua desalada en España ha crecido mucho en los últimos años. Este incremento se debe, principalmente, a la impulsión en el año 2004 del programa Actuaciones para la Gestión y Utilización del Agua (AGUA). Esta iniciativa tiene como uno de los objetivos prioritarios incrementar la oferta de recursos hídricos obtenidos de manera sostenible. Por eso, en los últimos cinco años, la construcción de nuevas desalinizadoras se ha disparado de forma notable.

Las tecnologías de desalinización son muy variadas, pero en términos generales se pueden clasificar en tres tipos:

Técnicas basadas en la evaporación: Las técnicas basadas en la evaporación siguen dos procedimientos diferentes para desalar el agua de mar: por acción de los procesos térmicos o de los procesos por compresión. La diferencia entre ambos es que en el primero se suministra la energía necesaria en forma de calor, mientras que en el segundo caso, la fuente de energía es el trabajo. Las tecnologías más ampliamente utilizadas en el mercado actual son la destilación súbita multietapa (MSF) y la destilación multiefecto (ME) para el caso de la evaporación por procesos térmicos y la compresión de vapor (CV) cuando el proceso de evaporación es por compresión.

Técnicas de separación de las sales mediante membranas semipermeables: Las técnicas en que intervienen membranas para la desalinización del agua de mar pueden ser de diferentes tipos, en función de la fuerza impulsora que se utilice para hacer pasar las partículas que hay que separar a través de la membrana semipermeable. Así, si la fuerza motriz es una diferencia de potencial químico; la técnica se conoce como diálisis; si el impulso lo da una corriente eléctrica, la separación de partículas se hará por electrodiálisis, y si la responsable de la separación es una diferencia de presión, la técnica utilizada será la microfiltración, ultrafiltración, nanofiltración u ósmosis inversa.

Otras técnicas: Existe gran variedad de técnicas que también pueden separar la sal del agua, pero muchas de ellas están en fase experimental y no se utilizan en el ámbito comercial. Entre las más destacadas figuran:

• La congelación.
• La evaporación solar.
• La destilación con membranas.

Uno de los principales inconvenientes de la desalación es el efecto negativo que tiene sobre el medio ambiente. En el proceso de extracción de sales del agua de mar, básicamente son dos los factores que tienen un impacto ambiental negativo sobre el entorno en el que se encuentran las centrales: un uso intensivo de la energía y el vertido de cantidades importantes de salmuera y otros productos químicos. También existen otros factores que pueden afectar negativamente al medio ambiente, como pueden ser la contaminación acústica y el impacto visual que supone una construcción de estas características.

La energía eléctrica necesaria para hacer funcionar una planta desalinizadora de agua de mar es muy elevada. La gran mayoría se genera en centrales térmicas que producen una gran cantidad de contaminantes atmosféricos y, en especial, gases de efecto invernadero como el CO2. A la hora de determinar la cantidad de dióxido de carbono total que se produce en una planta desalinizadora durante un año entero, hace falta tener en cuenta el criterio establecido por el Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino, en el que se admite que la energía eléctrica de una central térmica emite como valor medio 0,402 kg CO2/kWh. Conociendo que la planta desalinizadora que nos ocupa tiene un flujo de agua producto de 500 m3/día y que, según los datos de diseño, (véase el apartado Diseño de la planta), la energía necesaria para desalar un metro cúbico de agua es de 4,77 kWh/m3. La cantidad total de CO2 que se genera en la planta durante un año viene dada por la siguiente ecuación:

Cabe decir que en los últimos años las centrales desalinizadoras que funcionan mediante la tecnología de la ósmosis inversa son cada vez más eficientes gracias, en gran parte, a la puesta en marcha de tres medidas de ahorro de energía:

• La optimización del proceso de desalación. Para ello, se utilizan nuevos equipos como bombas de presión más eficientes o sistemas de pretratamiento como la radiación ultravioleta o la ultrafiltración.
• La utilización de recuperadores de energía como los intercambiadores de presión y las turbinas Pelton, que permiten recuperar gran parte de la energía necesaria para el sistema de bombeo de alta presión.
• El aprovechamiento de energías de origen renovable, como la energía solar o mareomotriz.

La salmuera es el residuo que se genera en las desalinizadoras. Se caracteriza por tener una concentración de sales muy elevada (en torno a las 70.000 ppm), por salir a altas temperaturas y por afectar negativamente algunas especies marinas. Los organismos marinos más sensibles al vertido de la salmuera son las fanerógamas marinas, concretamente la especie llamada Posidonia oceánica. Las praderas de este tipo de algas son sistemas estructuralmente complejos que tienen un papel muy importante en la retención de sedimentos, en la protección de la línea de la costa, en la capacidad de almacenar nutrientes y en el control de los ciclos biogeoquímicos del litoral. Estas especies vegetales se ven afectadas por un incremento de salinidad que se traduce en una variación de nitrógeno y carbono, así como una disminución de la fotosíntesis. Una posible solución para disminuir el impacto de la salmuera sobre el medio es diluir el residuo mediante un difusor que lo expulsa a una determinada presión siguiendo una trayectoria parabólica. La salmuera se vierte en el mar, ya que no se puede reutilizar a causa de su alto contenido en productos químicos provenientes de las etapas de pretratamiento, postratamiento y limpieza de membranas. Entre las sustancias químicas que se encuentran en el residuo figuran aditivos como floculantes, antiincrustantes, acidificantes, anticorrosivos y biocidas.

El futuro para la reducción de contaminación así como para hacer sostenible este tipo de plantas estaría ligado a la promoción y construcción de plantas de desalinización por ósmosis inversa con una capacidad de 500m3/día, ya que las centrales que se basan en el uso de esta técnica son mucho más eficientes en producciones de agua desalada baja. En cambio, las tecnologías de evaporación utilizan cantidades de energía mucho más elevadas y sólo son rentables si producen cantidades de agua desalinizada muy grandes. Si a esto le añadimos que la energía consumida para la desalinización se la aportamos mediante una planta aislada de generación de energía mediante fuentes renovables, estaríamos hablando de un proceso sostenible y respetuoso con el medio ambiente.

Si nos fijamos en los datos de la tabla 1, en España hay una media de 5.000.000 m3/día para lo que cubrir estos con el nuevo sistema tendríamos que instalar 10.000 plantas desalinizadoras de 500 m3/día. Para alimentar cada una de ellas podríamos instalar generación minieólica o eólica, ya que estás suelen situarse cerca de la costa y allí las condiciones de generación son excelente. Como podemos observar en los cálculos:

500 m3/día x 4,77 kWh/m3 = 2385 kWh/día

La energía necesaria diaria por cada planta.

2385 kWh x 365 días = 870.525 kWh/año

La energía necesaria anual por cada planta, que si queremos alimentarla mediante energía eólica aislada hemos de tener en cuenta un funcionamiento medio de 2.400 horas/año en este tipo de emplazamientos:

870.525 kWh/año / 2.400 horas/año = 362,7 kW

La potencia instalada necesaria para generar 500 m3/día en la planta desalinizadora.

Si tenemos en cuenta que solamente tendríamos cubierto un 27,4 % del tiempo de consumo de la planta, si esta funciona 24 horas al día y 365 días al año, se puede optimizar el funcionamiento mediante la instalación de una mayor potencia de generación eólica para varias plantas desalinizadoras de este tipo.

Analicemos el caso de instalar un aerogenerador de 2 MW de potencia, que es capaz de suministrar 5,5 veces la energía requerida por una planta desalinizadora:

2.000 kW x 2.400 horas/año = 4.800.000 kWh/año

4.800.000 kWh/año / 870.525 kWh/año = 5,5 veces

Y que por ejemplo, puede suministrar la energía necesaria para 4 plantas de este tipo:

4.800.000 kWh/año / (870.525 kWh/año x 4) = 1,38 veces

1,38 veces x 362,7 kW = 500,5 kW

Con un excedente de generación, en momentos puntuales, de 550 kW que podemos vender al mercado eléctrico y que nos va a permitir, económicamente hablando, soportar el coste de compra de la energía necesaria para el funcionamiento de las plantas desalinizadoras, en momentos de poca generación eólica.