Mi experiencia compartiendo bici

En estos últimos años he tenido la oportunidad de vivir en tres ciudades referentes en cuanto a su política de movilidad urbana sostenible y más concretamente en lo que respecta a su servicio de alquiler de bicicletas.

El funcionamiento de este servicio, para los que no hayan oído todavía hablar de él, es muy parecido en la mayoría de las ciudades donde está implantado y se basa en el pago de una cuota anual (entre 25-50€), que da derecho al usuario a coger cualquiera de las bicicletas repartidas por la ciudad y devolverla en otra estación en el plazo de 30 minutos sin coste. Si se superan estos 30 minutos deberá pagar una cantidad, inferior a 1 euro,  por cada fracción de media hora adicional.

 

 

 

Mi primera experiencia con este tipo de servicios fue durante el curso 2006/2007 en Lyon (Francia) donde cursé un año de Erasmus. Solíamos usarlo para desplazarnos desde Villeurbanne, al norte de Lyon, donde se encontraba nuestra Universidad y el centro de la ciudad. También era el medio de transporte que utilizaba para la mayoría de desplazamientos por la ciudad.

Este sistema de bicicletas compartidas, puesto en marcha en mayo de 2005 bajo el nombre Vélo’v,  convirtió a Lyon en una ciudad pionera en cuanto a la calidad y éxito de este servicio a gran escala. Sin embargo este sistema no era algo nuevo, ya que había sido implantado anteriormente en ciudades como Copenhague (1995), Portsmouth (1996) o Vitoria (2004), y mucho antes de manera experimental en Amsterdam por el movimiento Provo, que durante los años 60 reivindicaron el uso de la bicicleta y su potencial ecológico.

La amplia red de pistas y carriles para ciclistas que existen en la ciudad (520 km) hacen que sea un auténtico placer pasearse en bicicleta por esta ciudad y es sin duda la mejor forma de descubrirla y admirar su importante patrimonio histórico y arquitectónico, con 427 hectáreas declaradas Patrimonio de la Humanidad por la UNESCO.

Estación a la orilla del Rhône, frente al Hôtel-Dieu con la basílica de Notre-Dame de Fourvière al fondo

Actualmente, este servicio cuenta con 4.000 bicicletas repartidas en 340 estaciones por toda la ciudad y se producen cada día entre 20.000 y 25.000 trayectos.

 

 

 

 

 

Cuando volví de Lyon en julio de 2007, descubrí que hacía escasas semanas acababa de instalarse en mi ciudad, Sevilla, el mismo sistema de bicicletas que tanto había utilizado en mi año en Francia, con bicis idénticas a aquellas, ya que era la misma empresa, JCDecaux, la encargada de gestionar el servicio. Esto hizo un poco menos dura la vuelta, al montarme de nuevo en una de esas bicis y recordar tan buenos momentos vividos el último año.

En 2013, 6 años después de la puesta en marcha del servicio, la ciudad de Sevilla podría presumir de ocupar el cuarto puesto en el ranking de ciudades más amigables para la bicicleta elaborado por la revista online Copenhagenize.eu, solo por detrás de tres ciudades con una larga tradición en el uso de la bicicleta como medio de transporte urbano, como son Amsterdam, Copenhage y Utrecht.

Un paseo en bici en primavera a la orilla del Guadalquivir. ¿Qué más se puede pedir?

Y es que las 2.650 bicicletas repartidas por 260 estaciones existentes actualmente en la ciudad, han hecho a los ciudadanos descubrir los numerosos beneficios de este medio de transporte urbano, más fácil, sostenible, silencioso, económico, ecológico y en ocasiones incluso más rápido que el coche. Por no hablar de los innumerables beneficios que la actividad física tiene para nuestra salud y calidad de vida.

Pero el éxito de este servicio en Sevilla, con 72.000 desplazamientos diarios, no debe quedar ahí, sino que se debe seguir avanzando en la promoción de la bicicleta como medio de transporte urbano, para lo cual fue aprobado en enero de este año el Plan Andaluz de la Bicicleta 2011-2020, que marca como objetivo para 2020 que el 15% de los desplazamientos mecanizados en las ciudades andaluzas se efectúen en bicicleta.

Los acuerdos ya suscritos garantizan la ampliación progresiva del servicio de Sevici, que concluirá en el año 2016 con 290 estaciones y 2.900 bicicletas y la ampliación de la red de carriles bici, pasando de los 243 kilómetros existentes actualmente a los 434 kilómetros que se proyectan para el año 2020.

 

 

 

 

Una de las primeras cosas que hice cuando llegué a Barcelona en septiembre de 2009, fue sacarme el abono del bicing y durante los 4 años que viví allí lo utilicé muy a menudo para desplazarme por la ciudad.

Barcelona es otro de los referentes en nuestro país en el uso de la bicing como medio de transporte urbano, con más de 99.000 abonados y 6.000 bicicletas repartidas en una red de 420 estaciones diseñada de manera que se garantice el acceso a puntos de recogida y entrega de bicicletas a menos de 300 metros de distancia y bajo criterios de intermodalidad entre la bicicleta y otras modas de transporte, como bici-metro, bici-tren o bici-ferrocarril.

Usuario de Bicing en la céntrica Plaza de Cataluña.

Barcelona cuenta con una particularidad con respecto a la anteriores ciudades mencionadas, que afecta especialmente al transporte en bicicleta, y es que al enclavarse entre el mar Mediterraneo al este y la sierra de Collserola al oeste, prácticamente toda la ciudad se encuentra en desnivel, muy ligero en gran parte de la ciudad pero considerable conforme te vas acercando a la montaña. Esto provoca que se produzcan muchos más desplazamientos en bicicleta hacia la zona del mar que hacia la montaña y obliga a que exista un servicio de furgonetas que se encargan diariamente de redistribuir las bicicletas para compensar este hecho.

Por este motivo se está barajando desde el ayuntamiento sustituir las bicicletas actuales por bicicletas eléctricas a partir de 2017, fecha en que finaliza la concesión del servicio.

Este sistema es el sistema que ha adoptado la ciudad donde me encuentro viviendo desde el pasado año, Madrid, para su servicio de alquiler de bicicleta pública, bautizado como BICIMAD. Esta previsto que se inaugure el servicio a mediados de este mes de junio y que contará con 1.580 bicicletas y 123 estaciones. La elección por parte de Madrid de este tipo de bicicletas, equipadas con baterías y que pueden usarse en modo mecánico, es evidente, dado las importantes pendientes existentes a lo largo de la ciudad.

Tendremos que esperar para saber como acoge el ciudadano de Madrid este servicio, pero personalmente espero que sea un éxito, al igual que lo ha sido en otras muchas ciudades incluidas las mencionadas aquí y que poco a poco las grandes ciudades se vayan convirtiendo en espacios más sostenibles, limpios y habitables para todos.

 

 


¿Es el mercado del almacenamiento de energía el futuro de la energía termosolar de concentración?

El mercado del almacenamiento de energía se está expandiendo rápidamente en los últimos meses en Estados Unidos, favorecido por el objetivo de almacenamiento establecidos en 2013 por la Comisión de Servicios Públicos de California de 1,3 GW para el año 2020.

Según el documento ‘Los nuevos rumbos del almacenamiento de energía en CSP’ publicado recientemente por CSP Today , el 59% de la capacidad total de CSP que en estos momentos se encuentra en fase de desarrollo a nivel mundial (2.910 MW), contará con almacenamiento térmico de energía.

En este contexto, se celebró el pasado 17 de abril una conferencia web, que tuve ocasión de seguir, organizada por CSP Today, acerca de las capacidades de almacenamiento y el potencial de nuevos proyectos en el campo de la energía termosolar de concentración.

En esta conferencia, que llevó por título ‘Is the energy storage market the future of CSP?’, participaron como ponentes Kevin Smith, Director Ejecutivo de SolarReserve y Hank Price, Director de Tecnología de Abengoa Solar, que expusieron las características más significativas de los principales proyectos con almacenamiento térmico llevados a cabo en los estados vecinos de Nevada y Arizona por estas dos empresas, referentes del mercado de la energía termosolar.

Estas son algunas de las características destacadas de cada uno de ellos:

 

CRESCENT DUNES

Esta planta de receptor central de 110 MW cuenta con un sistema de almacenamiento térmico en sales fundidas de 10 horas a plena carga, lo que le permitirá operar día y noche, sin necesidad de apoyo fósil. Esto le confiere una diferenciación muy importante con respecto a otras tecnologías renovables, pudiendo competir con plantas convencionales en cuanto a estabilidad de suministro y adaptabilidad de la curva de producción a la de demanda.

En la siguiente imagen se muestra un esquema de la instalación, donde podemos identificar el tanque caliente de almacenamiento de sales a la salida del receptor, conectado al intercambiador de calor, donde se genera el vapor que necesita el bloque de potencia para producir la electricidad. Una vez que el fluido térmico transfiere el calor en el intercambiador se envía al tanque frío, que alimenta a la torre, cerrando de esta forma el ciclo del fluido térmico.

En la siguiente imagen se detallan las características principales de los diferentes elementos de la instalación.

La operación comercial de esta planta está prevista para finales de 2014.

 

SOLANA

Con 280 MW y 6 horas a plena carga de almacenamiento, se trata de la mayor planta de colectores cilindro-parabólicos proyectada hasta el momento. Como en el caso de Crescent Dunes se trata de una planta 100% solar, sin ningún tipo de apoyo fósil.

En operación comercial desde octubre de 2013, se trata de la primera planta en Estados Unidos con almacenamiento de energía térmica y la primera de Abengoa que utiliza tecnología de colectores cilindroparabólicos para suministrar energía a la red eléctrica del país norteamericano.

En la siguiente imagen se muestra un esquema de la instalación. La principal diferencia respecto a la planta de SolarReserve es que el fluido de transferencia de calor, que en este caso es un aceite térmico (Therminol VP-1), se caliente en el campo de colectores y transfiere la energía térmica al sistema de almacenamiento con sales fundidas a través de un intercambiador de calor.

A continuación se describen los diferentes modos de operación de la planta.

A la salida del sol, se recircula el aceite hasta que el campo de colectores adquiere una temperatura determinada.

En ese momento comienza el proceso de carga del sistema de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas o bien se envía el aceite al generador de vapor para la producción eléctrica posterior en el bloque de potencia, como se muestra en la dos imágenes siguientes:

Durante los momentos pico es posible hacer funcionar a plena carga el bloque de potencia y al mismo tiempo realizar la carga del sistema de almacenamiento.

Tras la puesta de sol o en momentos transitorios de nubes y claros la planta puede operar directamente desde el sistema de almacenamiento, como se muestra en la siguiente imagen.

Conclusiones

Ambos proyecto están demostrando la viabilidad técnica y económica de esta tecnología y el inmenso potencial que presenta el almacenamiento térmico, que permite a este tipo de instalaciones competir con la generación convencional con combustibles fósiles disminuyendo las emisiones.

También se ha resaltado por parte de ambos ponentes la importancia de la financiación pública para el desarrollo de estos proyectos, a través del programa de garantía de prestamos impulsado por el Departamento de Energía de Estados Unidos.

Sin duda, estos proyectos están sirviendo de referencia para los proyectos que actualmente se encuentran en fase de desarrollo o de construcción tanto en Estados Unidos como en otros países que están apostando fuertemente por esta tecnología, como Sudáfrica, China, Italia, Marruecos, Israel o Chile,

 


Ataque a la biomasa como recurso energético

Una de las principales barreras que existen para acelerar el desarrollo de la biomasa, es la percepción muy extendida de que se trata de un recurso energético contaminante, equiparable a los combustibles fósiles.

Recientemente ha aparecido en El Periódico de Catalunya un artículo de opinión firmado por Josep Martí Valls (Doctor en Medicina y coordinador del Grupo de Medio Ambiente y Salud del CAPS) que lleva por título “El peligro de la quema de la biomasa”, que sostiene argumentos en este sentido y que me gustaría comentar.

En dicho artículo se exponen, desde la óptica del riesgo sanitario, con un tono en mi opinión, alarmista y totalmente desproporcionado, los peligros de la quema de la biomasa, derivados de las emisiones producidas durante el proceso.

Estas son algunas de las afirmaciones que podemos leer en el artículo: «La biomasa puede considerarse como un carbón de muy baja calidad y como tal su combustión es más contaminante que la del carbón.», «no hay filtros ni medidas eficaces para detener las emisiones de muchas de estas sustancias», «Creemos que no se deberían autorizar grandes instalaciones industriales de quema de biomasa para hacer electricidad», «Tampoco nos parece recomendable la utilización de biomasa como combustible para producir calor (en calefacciones domésticas, equipamientos, etcétera) y mucho menos electricidad en áreas urbanas».

En cuanto a los gases contaminantes generados en la quema de biomasa solo en el caso del CO se supera a los generados en la quema del carbón, si bien existen numerosas medidas para la reducción de estas emisiones (utilización de cámaras de combustión de volumen y diseño adecuados para asegurar un tiempo de residencia suficiente, empleo de materiales refractarios para garantizar altas temperaturas o medidas para asegurar una alta turbulencia en la cámara de combustión).

Por otro lado los bajos niveles de azufre en la mayoría de biomasas dan lugar a emisiones de SO2 de 20 mg/MJ frente a los 900 mg/MJ del carbón.

En cuanto a las partículas que se obtienen en un proceso de combustión, cenizas volantes, actualmente existen sistemas y equipos (filtros, ciclones y precipitadores electrostáticos) con una tecnología totalmente desarrollada y conocida que operan con unos rendimientos muy altos y, por lo tanto, se consiguen retener porcentajes muy elevados del total de partículas generadas.

Precipitador electrostático

 

En lo que respecta a la emisión de CO2, para la generación de electricidad con carbón se emiten mas de 1.000 toneladas por GWh producido, mientras que el CO2 que resulta de la combustión de la biomasa es el que las plantas han ido absorbiendo durante su crecimiento, por lo que el balance de CO2 al final del ciclo es neutro en el caso de la biomasa.

En general, para los diversos tipos de contaminantes que produce el uso de la biomasa, el principal problema para conseguir que aquélla no sea contaminante es la falta de control de su uso, debido a que en la mayoría de los casos es utilizada en pequeñas instalaciones, lo que dificulta la reducción y el control de las emisiones, mientras que en las grandes, la adopción de medidas e implantación de sistemas de limpieza es norma habitual, por lo que posicionarse en contra de este tipo de instalaciones alegando altos niveles de contaminación, resulta en mi opinión contradictorio.

En cualquier caso, todas las nuevas plantas cuya actividad principal sea el aprovechamiento energético deben presentar un estudio de impacto ambiental en el que, entre otras cuestiones, se constate las características del entorno en el que se va a ubicar, la previsión de las alteraciones y las medidas correctoras, los impactos residuales y el plan de vigilancia.

Por ultimo, en cuanto al empleo de la biomasa para producir calor en áreas urbanas, no estoy en absoluto de acuerdo con el autor de este artículo y considero que la sustitución de calderas de gas o gasoil en comunidades de vecinos por calderas de biomasa reporta numerosas ventajas no solo medioambientales sino también económicas.

Recientemente tuvimos la oportunidad de visitar una caldera doméstica de biomasa (hueso de aceituna en este caso) instalada por la empresa Calordom y conversar con Juan Manuel Cabello, gerente de la empresa, que nos explicó en detalle el funcionamiento de la misma.

Os dejo un enlace de una entrevista reciente realizada a Juan Manuel Cabello, donde nos habla de la empresa y de como ve el futuro del sector.

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Soluciones para la mejora en la integración de la energía eólica en el sistema

Según datos de Red Eléctrica de España (REE), la cobertura de la demanda eléctrica con energía eólica en 2013 ha sido del 21,1%, situándose por primera vez en la historia como la primera fuente de electricidad en España, por encima de la nuclear.

Fuente: El sistema eléctrico español. Avance del informe 2013

 

Como sabemos, la Ley del Sector Eléctrico garantiza la prioridad en el acceso a las redes de transporte y de distribución de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Sin embargo, esta prioridad está condicionado al mantenimiento de la fiabilidad y seguridad de las redes, por lo que se da la circunstancia que en momentos de alta producción eólica y baja demanda, la electricidad producida a partir de fuentes renovables tiene que ser ocasionalmente restringida por el operador del sistema (REE), ordenando la desconexión de parques eólicos.

En el último informe anual publicado por la Agencia para la Cooperación de Reguladores Energéticos (ACER), se dedica un apartado al caso de estudio de la integración de la generación intermitente de energía eólica en el sistema eléctrico español.

Como vemos en el siguiente gráfico, la restricción de la generación eólica experimento en la primera mitad del pasado año un incremento muy significativo respecto a lo que venía siendo habitual en años anteriores.

 

Concretamente, según este informe, durante los meses de marzo y abril se desperdició el 8% de la generación eólica disponible.

A pesar del ejemplo de integración de la energía eólica en el sistema eléctrico español, llevada a cabo por REE, es evidente que la baja capacidad de exportación a Europa por la limitación de interconexiones con Francia y la imposibilidad de almacenamiento a gran escala de manera económicamente viable, nos está obligando a “tirar” una parte muy importante de energía que podría ser generada de forma limpia.

Esta situación obliga a buscar soluciones imaginativas, que nos permitan seguir pensando en la sustitución progresiva de fuentes tradicionales por fuentes renovables. Resumo a continuación alguna de las más destacadas:

 

Central Hidroeólica de El Hierro

La isla del El Hierro se convertirá muy pronto en la primera isla del mundo autoabastecida eléctricamente por energías renovables. Para entender el alcance y singularidad de este proyecto, os dejo este vídeo que explica muy claramente el funcionamiento de la misma y la solución ideada para el almacenamiento de la energía eólica sobrante.

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Conversión de energía eólica en hidrógeno

Una de las líneas de investigación más interesantes que se están llevando a cabo para el aprovechamiento de la energía eléctrica sobrante procedente de fuentes renovables, es la del sistema conocido como ‘power to gas’ (P2G). El principio de esta tecnología consiste en el uso de la electricidad para la disociación de la molécula de agua mediante electrólisis para obtener oxígeno e hidrógeno y la posterior inyección de este hidrógeno resultante en la red de gas natural tras un proceso de metanización.

Esta nueva tecnología se está aplicando en la planta de Falkenhegen, al este de Alemania, donde hace unos meses se llevó a cabo la primera prueba de funcionamiento, en la que se inyectó por primera vez hidrógeno en el sistema de gas natural. De esta forma, se aprovechará la energía eólica sobrante que no puede ser vertida a la red.

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Baterías de flujo redox libres de metal

Las baterías de flujo redox podrían ser una solución para el almacenamiento de electricidad procedente de fuentes renovables. Sin embargo el alto coste de los metales necesarios para su fabricación, como el vanadio, hacen que esta solución sea económicamente inviable.

Hace pocas semanas se publicó en la revista Nature un nuevo diseño de batería de flujo que utiliza materiales no metálicos solubles en agua como componentes del electrodo. Esta batería de flujo libre de metal, ha sido diseñada, construida y probada en el laboratorio de Michael J. Aziz, profesor de Materiales y Tecnologías Energéticas en la Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas (SEAS), adscrita a la Universidad de Harvard y se basa en la electroquímica de una clase de sustancias, las quinonas, que son similares a las moléculas que almacenan energía en plantas y animales, y que son abundantes y baratas.

El uso de estos materiales reduciría significativamente el coste de las baterías, aumentando a su vez la densidad de energía, por lo que su futuro parece muy prometedor, aunque esta investigación se encuentra aún en una fase muy incipiente y aún tardaremos en saber si serán técnica y económicamente viables a escala comercial.

Prof. Michael J. Aziz con el prototipo de batería

Fomento de las energías renovables en España. Lecciones aprendidas. Futuro

Si hacemos un repaso al camino recorrido en los últimos 30 años hasta llegar a ser lideres en el sector de las energías renovables, nos damos cuenta de que esto no habría sido posible sin una política firme de fomento, que estableciera unos objetivos ambiciosos y posibilitara la creación de un escenario favorable a la implantación de estas fuentes de energía.

Gemasolar, primera planta a escala comercial en el mundo que aplica la tecnología de receptor de torre central y almacenamiento térmico en sales fundidas. Ejemplo del liderazgo español en el ámbito de la energía termosolar.

 

Por ello, voy a dedicar la primera parte de esta entrada a hacer un resumen cronológico de los principales hitos normativos que han tenido lugar en nuestro país en materia de fomento de energías renovables, que nos ayudará a tener una visión más clara del camino recorrido y nos permitirá extraer conclusiones en forma de lecciones aprendidas y reflexionar acerca del futuro de las energías renovables.

El inicio de la política de eficiencia y diversificación de la energía en nuestro país se produce en 1980, poco después de la segunda crisis del petróleo, con la promulgación de la Ley 82/1980, sobre conservación de la energía. Dicha ley representó el punto de partida de la actual regulación de las energías renovables y del impulso de las mismas en nuestro país, estableciendo normas y principios básicos, así como incentivos económicos para la mejora de la eficiencia energética, el desarrollo de las renovables y la reducción de la dependencia energética.

Garriguella (Gerona). Primer parque eólico instalado en España en 1984

 

En 1986 se presenta el primer Plan de Energías Renovables, PER 1986-1988, cuyo objetivo principal es “coordinar e impulsar todos los esfuerzos implicados en el desarrollo y utilización de las energías renovables, para conseguir una mayor participación de las mismas en el abastecimiento energético”. A través de este Plan se pudo definir una política energética integral en materia de energías renovables que estableciera unos objetivos concretos y unos medios y programas de acción para la consecución de los mismos. Uno de los principales logros de este Plan fue la importante labor de documentación realizada para la elaboración de mapas de recursos, con el objeto de obtener mayor precisión en cuanto al potencial de cada una de las tecnologías.

El desarrollo normativo de la ley 82/1980 culmina en el RD 2366/1994, por el que se regula la producción de energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables. En este Real Decreto se establece la prioridad de acceso y la Tarifa Regulada para este tipo de instalaciones.

La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico inició el proceso de liberalización del sector de la electricidad en España y estableció la distinción entre la producción en Régimen Ordinario de la producción en Régimen Especial. El desarrollo reglamentario del Régimen Especial se produciría al año siguiente con el RD 2818/1998. Adicionalmente, la Ley 54/1997 establecía que las energías renovables deberían cubrir como mínimo el 12% del total de la demanda de energía primaria de España para el año 2010.  A tal fin, se estableció el PFER 1999/2010, cuyos objetivos serían tenidos en cuenta para la fijación de las primas al Régimen Especial.

El RD 436/2004, que deroga al RD2818/1998 desarrolla la Ley del Sector Eléctrico y establece el esquema legal y económico para el Régimen Especial, con el fin de consolidar el marco regulador y crear así un sistema estable y previsible. En virtud de este real decreto el titular de una instalación en Régimen Especial tiene dos opciones para la remuneración de la electricidad generada, vender la electricidad a la empresa distribuidora a tarifa regulada o vender la electricidad libremente en el mercado, percibiendo en este caso el precio de mercado más una prima.

A finales de 2004 se había alcanzado un cumplimiento acumulado del 28,4% sobre el objetivo global de incremento de las fuentes renovables previsto para 2010. Este incremento, aunque significativo, era insuficiente para alcanzar los objetivos fijados en el PFER de 1999 por lo que en 2005 se presenta una revisión de este en el PER 2005-2010.

El objetivo de este nuevo Plan era mantener el compromiso de cubrir con fuentes renovables al menos el 12% del consumo total de energía primaria en 2010, así como de incorporar los otros dos objetivos comunitarios indicativos de 29,4% de generación eléctrica con renovables y 5,75% de biocarburantes en transporte para 2010. De esta manera, aumenta el objetivo para 2010 de la energía eólica (de 9.000 MW a 20.155 MW) y la solar (en la solar fotovoltaica se pasa de 135 a 400 MW; en la solar térmica de 309 ktep a 809 ktep; y la solar termoeléctrica multiplica sus objetivos pasando de 200 MW a 500 MW).

Este Plan suponía durante el periodo 2005-2010 un volumen total de apoyos a las energías renovables de 8.492 millones, de los que 3.536 millones corresponderían a ayudas públicas en sentido estricto —con cargo a los Presupuestos Generales de Estado, en parte vía ayudas a la inversión y en parte por incentivos fiscales a la producción de biocarburantes— y 4.956 millones de euros representan el apoyo total durante el periodo a la generación de electricidad con renovables a través del sistema de primas.

Una iniciativa muy importancia en esta época fue la aprobación del RD 314/2006, por el cual entraba en vigor el Código Técnico de la Edificación, que establecía la obligación de instalación de captadores solares térmicos de baja temperatura y paneles solares fotovoltaicos en nueva vivienda.

El RD 661/2007, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en Régimen Especial, sustituye al RD 436/2004, manteniendo su esquema básico. Se mantiene la doble opción de retribución (tarifa regulada o mercado). La generación renovable que participa en el mercado recibiría una prima variable en función del precio de mercado y unos límites superior e inferior (cap & floor). Este Real Decreto eliminaba cualquier incertidumbre con respecto a la retribución de las plantas fotovoltaicas,  lo que unido a la caída del sector inmobiliario, atrajo a números inversores e instituciones financieras, provocando el llamado “boom fotovoltaico” en el año 2007 y, especialmente el 2008.

En el siguiente gráfico se aprecia muy claramente el espectacular crecimiento de la potencia fotovoltaica instalada, especialmente entre los meses de junio a septiembre de 2008.

Fuente: Economía de la generación solar eléctrica. La regulación fotovoltaica y solar termoeléctrica en España

 

El RD 1578/2008 de septiembre establece un procedimiento de preasignación y unos cupos anuales de 500 MW para instalaciones fotovoltaicas así como una modificación a la baja del régimen económico de este tipo de instalaciones, con el objetivo de “evitar que una retribución excesiva pueda repercutir de manera significativa en los costes del sistema eléctrico y desincentivar la apuesta por la investigación y el desarrollo”.

Tal y como se apuntaba con esta última frase en las disposiciones generales del Real Decreto, las elevadas retribuciones otorgadas a las instalaciones realizadas durante este periodo, contribuyeron a un incremento significativo del déficit de tarifa, como puede extraerse de los siguiente gráfico.

En este primer gráfico vemos la contribución de las primas al régimen especial en los costes regulados del sistema.

 

En este segundo gráfico observamos la diferencia entre los ingresos y costes regulados del sistema.

Con el objeto de contener el déficit de tarifa, en los años sucesivos se han tomado progresivamente una serie de medidas en forma de Real Decreto (limitación de horas con derecho a prima, moratoria del Régimen Especial, supresión de primas, y por último sustitución de la tarifa por un “complemento razonable” que garantice la inversión), que han paralizado la actividad del sector fotovoltaico especialmente y suscitado numerosas críticas por el carácter retroactivo de las mismas.

Lecciones aprendidas

 

Como decíamos al comienzo, de todo este proceso desarrollado durante los últimos 30 años podemos extraer una serie de lecciones aprendidas, que de hecho están sirviendo como referente para el desarrollo de las energías renovables en otros países, especialmente en Latinoamérica y que podríamos resumir en los siguientes puntos:

¿Futuro?

 

“La edad de piedra no acabó por falta de piedras, y la era de los combustibles fósiles tampoco terminará por el agotamiento del petróleo, el gas natural y el carbón”.

Esta frase de José Santamarta Flórez, que leí hace unos días, me ha hecho reflexionar y plantearme algunas preguntas: ¿Podemos seguir creciendo al ritmo que lo hemos hecho en el último siglo y medio con los recursos fósiles reconocidos de los que disponemos actualmente? ¿Podemos esperar al agotamiento de estos recursos para impulsar con todas nuestras capacidades el siguiente salto tecnológico que nos permita avanzar como civilización? ¿Podemos gestionar los recursos de los que disponemos de una forma más justa, eficiente y sostenible?

Y ya centrándonos en nuestro país, se me ocurre una última pregunta: Siendo un país dependiente casi en un 90% de la energía primaria del exterior, ¿Queremos acercarnos mucho más a ese escenario ineludible de agotamiento de los recursos fósiles en la misma situación en la que nos encontramos hoy en día?

La sustitución masiva de fuentes de energía tradicionales por fuentes renovables no será una tarea sencilla, pero si inevitable, por lo que si hay algo seguro en todo esto, es que el futuro de la energía será renovable.

 

 

 

 



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