La promoción de las energías renovables se encuentra en el centro del debate actual sobre política energética. La eólica se ha convertido en la primera fuente de generación de electricidad del Estado español, según los últimos datos de Red Eléctrica de España (REE). Pero, además, genera más ahorros para la sociedad que las primas que recibe para incentivar su utilización, según un estudio de la Universidad del País Vasco UPV-EHU. Desde un punto de vista económico, la pregunta se enfoca hacia la determinación del coste de los sistemas de retribución. Por un lado, si los incentivos resultan tan caros como se viene sosteniendo en las últimas modificaciones regulatorias y, por otro, si el efecto es similar para todas las tecnologías renovables. Un estudio del grupo de investigación Bilbao Energy Research Team (BERT) de la UPV/EHU aborda estas cuestiones de manera empírica y concluye que la energía eólica sigue dando más ahorros que lo que suponen sus incentivos, mientras que las tecnologías solares fotovoltaicas aún se encuentran en fase de desarrollo. El estudio ha sido publicado en la revista Energy Policy. El estudio de la UPV/EHU analiza el mercado eléctrico en España durante el período 2008-2012, etapa de máxima penetración renovable en España, en la que la producción de energía del Régimen Especial aumentó en un 57 %, y cuantifica su coste. Para ello, en primer lugar, han medido el ahorro de mercado producido por la participación de las fuentes renovables y, en segundo lugar, han calculado el importe abonado en concepto de incentivos a la energía verde. La diferencia entre ambas magnitudes representa el coste neto de la energía renovable. A diferencia de otros trabajos publicados hasta la fecha, “en este trabajo se presentan por primera vez los resultados separados por tecnología renovable, demostrando que las conclusiones generales no pueden aplicarse a todas las tecnologías indistintamente” señala Cristina Pizarro-Irizar, autora principal del trabajo. Entre los principales resultados obtenidos, destacan que en las etapas iniciales (2008-2009), cuando la capacidad renovable instalada era más reducida, los ahorros que la generación renovable en su conjunto produjo en el mercado eléctrico fueron superiores a los costes del sistema. “Supuso unos ahorros de entre 25-45 euros por megavatio-hora (MWh), según el año” destaca Pizarro-Irizar. Sin embargo, a partir de 2010, momento en que la producción renovable comienza a crecer de forma exponencial, los costes regulatorios se incrementan excesivamente, imponiendo un coste neto positivo sobre el sistema. “La penetración de la energía renovable comienza a ser tan alta que los precios del mercado no bajan más y, sin embargo, los costes de los incentivos sí que suben. Hay un punto de inflexión y es precisamente en ese momento en el que el sistema deja de ser sostenible. En el mercado eléctrico de España, ese punto de inflexión se alcanzó en 2010” explica Cristina Pizarro-Irizar. Análisis de las distintas fuentes por separado De todas formas, analizando las distintas fuentes renovables por separado, observamos que hay diferencias sustanciales entre ellas. Esto se debe, “por un lado, a la penetración en el mercado de cada una de las tecnologías y, por otro, a la diferencia de incentivos entre tecnologías” subraya Pizarro-Irizar. De esta manera, “la energía eólica a día de hoy sigue dando más ahorros que lo que suponen sus incentivos, mientras que las tecnologías solares fotovoltaicas todavía no han sido capaces de tener una participación suficiente en el mercado eléctrico como para poder ser rentables, ya que aún se encuentran en fase de desarrollo” señala. Es decir, “los costes de mercado serían mayores si no hubiera energía eólica, pero esto no ocurriría con las tecnologías solares, que tradicionalmente han recibido retribuciones más elevadas” apunta Pizarro-Irizar. Cristina Pizarro-Irizar concluye que “los resultados de esta investigación demuestran la importancia del correcto diseño de los sistemas de incentivos y los riesgos del sobredimensionamiento de la retribución para algunas tecnologías”. Cabe destacar que Pizarro-Irizar no ve un futuro muy prometedor para la energía renovable, ya que debido a la falta de subvenciones, entre otros, no se está instalando nueva capacidad renovable en el Estado. “Todo ello repercutirá tanto desde el punto de vista medioambiental, puesto que seguiremos produciendo energía con tecnologías que emiten dióxido de carbono, como el económico, debido a que para la utilización de las tecnologías de gas, éste ha se der importado” señala Pizarro-Irizar. El grupo de investigación Bilbao Energy Researh Team (BERT) está integrado en el Departamento de Fundamentos del Análisis Económico II de la Facultad de Ciencias Económicas y Empresariales de Bilbao de la UPV/EHU. El grupo de investigación está dirigido por Maria Paz Espinosa, doctora en Economía por la Universidad de Harvard y catedrática del Departamento de Fundamentos del Análisis Económico II en la UPV/EHU. El trabajo es parte de la tesis doctoral de Cristina Pizarro Irizar, Ingeniera de Telecomunicaciones por la UPV/EHU, y ha sido realizado con la financiación del programa de formación de personal investigador no doctor del Departamento de Educación, Política Lingüística y Cultura del Gobierno Vasco, el Ministerio de Economía y Competitividad y el Gobierno Vasco. Cristina Pizarro-Irizar colaborará con el Competence Center Energy Policy and Energy Markets del Fraunhofer Institute en Karlsruhe (Alemania) durante tres meses, desde el 1 de mayo hasta el 31 de julio. Dirección de Internet www.ehu.es Referencias A. Ciarreta, M.P. Espinosa, C. Pizarro-Irizar. “Is green energy expensive? Empirical evidence from the Spanish electricity market”. Energy Policy 69: 205-215 (2014). http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2014.02.025 http://www.evwind.com/2014/08/27/eolica-da-mas-ahorro-que-lo-que-cuestan-sus-primas/
Eólica, Redes

REE instala redes para la evacuación de la eólica en Gran Canaria

REVE

Red Eléctrica de España mejorará la evacuación de la generación de energía de energías renovables con cuatro nuevas subestaciones y la ampliación de dos más para reforzar el mallado de la red de transporte del sur de Gran Canaria. En estas infraestructuras, Red Eléctrica invertirá más de 20 millones de euros.

Para ello, la compañía ha solicitado la autorización administrativa, aprobación de proyecto y declaración de utilidad pública para la nueva subestación Escobar 66 kV y para la línea de doble circuito 66 kilovoltios (kV) Escobar-Carrizal, en Ingenio, y para la ampliación de la subestaciones de Aldea Blanca 66 kV, en San Bartolomé de Tirajana, y de Cinsa 66 kV, en Telde, con el fin de mejorar la evacuación de la producción de generación eólica en el sureste de la isla de Gran Canaria.

Las actuaciones previstas tienen carácter extraordinario y son resultado del acuerdo del Consejo de Ministros para permitir la evacuación de la generación eólica resultante del concurso eólico del Gobierno de Canarias, reforzar el mallado de la red de transporte y mejorar la eficiencia de los sistemas eléctricos no peninsulares.

La nueva subestación de Escobar 66 kV se construirá con una configuración de doble barra con acoplamiento en tecnología blindada de tipo GIS en interior de edificio.. La línea Escobar-Carrizal conectará esta nueva subestación con la de Carrizal 66 kV.

Las ampliaciones de la subestaciones de Aldea Blanca 66 kV y de Cinsa 66 kV consistirán en equipar  las nuevas posiciones necesarias  para la evacuación de energía renovable, que se ejecutará replicando el diseño de las subestaciones existentes.

Estas nuevas infraestructuras eléctricas aumentarán la capacidad y la seguridad en la evacuación de la producción renovable en una de las zonas de mayor producción de energía eólica de Canarias.

Red Eléctrica completará la construcción de líneas y subestaciones para la evacuación de la generación renovable del sureste de Gran Canaria con la construcción de nuevas de dos subestaciones 66 kV de Arinaga, ya en tramitación, y de Agüimes.

La nueva subestación de Arinaga supondrá la construcción de un parque de 66 kV de tecnología blindada tipo GIS en interior de edificio, dispondrá de siete posiciones y de espacio suficiente para otras tres posiciones de reserva. Esta subestación implica también una línea de doble circuito Arinaga-Barranco de Tirajana de una longitud aproximada de 10 km.

La subestación de Agüimes comprenderá la construcción de un parque de 66 kV también de tecnología blindada tipo GIS en interior de edificio, dispondrá de cuatro posiciones  y de espacio suficiente para otras cuatro posiciones de reserva.