Los nuevos ministros no pintan nada bien para las renovables

Tenemos nuevo gobierno y nuevos ministros. Entre ellos, obviamente, los nombramientos de ministros claves para el desarrollo de las energías renovables en este país, así como su industria y el I+D asociado. La verdad es que los nuevos ministros dibujan, en principio, un futuro nada halagüeño para el sector.


Junio de 2010. El ministro de industria, Miguel Sebastian, llega a un acuerdo con Cristobal Montoro (hoy ministro de hacienda) para pactar con el PP un pacto energético. Fruto de ese acuerdo se decide congelar la tarifa eléctrica del siguiente trimestre. Esto enfada tremendamente a las empresas eléctricas. Al día siguiente el presidente de Endesa, supongo que calentado, se va de la boca y explica a los asistentes que el ministerio había decidido frenar a las renovables y especialmente a la fotovoltaica y que les había pedido que hicieran campaña en contra de ellas. Solo un medio se hace eco de estas declaraciones “El Periódico” en un artículo que explicaba todo esto. Supongo que por presiones el artículo desaparece posteriomente y luego reaparece de una manera muy edulcorada. El artículo edulcorado en cuestión “Las eléctricas se aliaron con Industria contra las renovables”
Me consta que en el artículo original decía entre otras cosas: 

"... porque el Ministerio de Industria pidió hace tiempo a las principales compañías del sector que «presionaran» públicamente para que se rebajaran los incentivos a la energía solar, particularmente a la fotovoltaica. Así lo confirmaron ayer varias fuentes empresariales, que puntualizaron que ya lo estaban haciendo antes de recibir la petición por su propio interés."

Así consta aún en la entradilla de este artículo en menéame que era una copia literal de un fragmento del artículo original.


Algunos medios empiezan a publicar noticias contra las renovables. El medio más destacado en esta campaña fue “El Mundo”, que se llegó a inventar fraudes, luego demostrados como inexistentes, en contra de la fotovoltaica publicados a cuatro columnas y en portada. Existía un nexo de unión entre Unedisa, la empresa editora de “El Mundo” y Endesa. Un consejero del consejo de administración de Unedisa, también era consejero de Endesa: Luis de Guindos, el flamante nuevo ministro de economía. Por cierto, que nunca se supo como obtuvo "El Mundo" una información, que no era pública, de la CNE.


Por otro lado el nuevo ministro de industria, José Manuel Soria,  presidente del PP Canario, ha hecho manifestaciones en actos electorales a favor de las renovables, pero en círculos más cerrados no parece pensar lo mismo que dice en actos electorales y además parece no tener ni idea de un tema fundamental con el que deberá lidiar su ministerio: la energía. El miércoles 19 de enero, (gracias @sinergia3 por la información) en un acto con empresarios canarios, del que se habló sobre la energía nuclear, dijo:

"en España, más pronto que tarde, tendrá que abrirse el debate energético con un doble objetivo: disminuir la dependencia que ahora mismo se tiene por el sur, respecto al gas de Argel, y por el norte, respecto a la energía eléctrica que viene de Francia".

Como es sabido, España no tiene una dependencia de la electricidad francesa, al contrario. España es exportadora de energía eléctrica, en muchas ocasiones, cada vez más habituales, a Francia. Por tanto lo único que hacía era repetir tópicos absurdos y desfasados que suelen venir de los pronucleares. Cada uno bebe de las fuentes que prefiere. Pero algunas fuentes son serias y otras no. El nuevo ministro de industria no solo parece no tener ni idea de energía, sino que además parece gustar de fuentes nada serias.


En fin, para que nos vamos a engañar. Todos sabemos que hasta ahora muy mal. Pero lo que viene no pinta nada bien. Pinta muy mal, incluso peor. Es imposible que no hagan daño a las eléctricas. La situación del sistema eléctrico es insostenible y las eléctricas van a tener que pagar por ello. Pero es posible que les ofrezcan compensaciones, aunque sean morales, a cambio. Y cargarse de raíz a las renovables puede ser una de esas compensaciones.

Tópicos absurdos contra las energías renovables: La necesidad de tierras raras

En los últimos tiempos se ha popularizado, como argumento en contra de la eólica, de la dependencia de las tierras raras por parte de la energía eólica. Algunos ya extienden este uso intensivo de tierras raras, sin saber por qué, a todas las tecnologías renovables. En este artículo veremos que son las tierras raras y donde se usan en renovables y lo falso de este argumento.


¿Qué son las tierras raras? Para explicar esto haré un pequeño C&P extractado de un artículo: “Las tierras raras y sus importantes usos en el mundo de hoy” (1).

“En 1787, un geólogo aficionado llamado Carl Arrhenius estaba de visita en una mina en Ytterby. Él descubrió una  roca negra inusualmente fuerte entre los afloramientos de grises  de la que envió una muestra para su análisis a Johan Gadolin , un químico importante en la Real Academia de Turku en Finlandia.

En 1794, Gadolin llegó a la conclusión de que la muestra era un elemento totalmente nuevo, más tarde llamado itrio. En 1879 los químicos habían aislado a seis elementos adicionales de la misma roca, con lo que el total de la tabla periódica recién inventada por Mendeleyev se elevo a 70 elementos quimicos. Tres de esos elementos, iterbio, el erbio y el terbio, se les dio simplemente variantes adicionales con respecto al nombre del pueblo de Ytterby, mientras que los otros tres fueron nombrados holmio (de Estocolmo), escandio, y tulio (ambos del latín para los países escandinavos), debido a la onda nacionalista de entonces. Después un larga plazo de explotación la cantera Ytterby fue cerrada en 1933. Los elementos descubiertos allí, conocidos colectivamente como tierras raras, forma hoy la columna vertebral de la moderna industria alámbricas e inalámbricas en todo el mundo a pesar de que probablemente nunca han oído hablar de ellos.

El denominarlas tierras raras tenía sentido para la mente del siglo XIX: raro porque al principio parecía que venían sólo de Escandinavia, y lo de tierras, debido a que se produjeron en forma de óxido de tierras por lo cual fue excepcionalmente complejo obtener el metal puro. Hoy está claro que las tierras raras no son infrecuentes.”

Las tierras raras, que como se ve no son raras, son utilizadas hoy ampliamente para la construcción de ciertos tipos de componentes electrónicos entre otras aplicaciones. Por tanto, es evidente, que al hacer las energías renovables uso de equipos electrónicos, hacen uso también de tierras raras, como hacen uso de ellas cualquier tipo de energía o equipo electrónico actual.

Salvo una sola excepción en eólica, que comentamos a continuación, este es el único uso habitual de elementos provenientes de las tierras raras en las energías renovables. Por tanto, llegados a este punto ya podemos descartar de la crítica de dependencia de tierras raras a todas las renovables excepto la eólica. Veremos a continuación que también podremos descartar a la eólica.

El uso de tierras raras en la energía eólica

Uno de los retos que existen en la energía eólica es convertir el giro de unas aspas que se mueven a una velocidad rotacional relativamente lenta para lo que suele ser un generador habitual, en electricidad. Además, obviamente, el aerogenerador debe ser capaz de suministrar esta electricidad a una frecuencia fija, a pesar de que el generador girará a una velocidad variable. En un generador habitual, síncrono, acoplado directamente a la red, la frecuencia es función de la velocidad. Por tanto si la velocidad es fluctuante, la frecuencia también lo sería (aunque en realidad el generador, al estar acoplado a la red no cambia la velocidad, pero genera un incremento de los armónicos y unas terribles tensiones mecánicas).
En la actualidad existen tres tecnologías principales que dominan el mercado de la energía eólica. Pero veamos primero tres elementos claves, sin entrar en detalle, que componen la carlinga (o nacelle) superior de un aerogenerador. Esa caseta que vemos pegada en la parte superior de un aerogenerador y que termina en las características aspas de este.

Un aerogenerador típico con generador síncrono o generador doblemente inducido. Fuente

Las aspas, el hub y el eje: Las aspas son las encargadas de captar la energía mecánica lineal del viento del área de barrido y convertirla en energía mecánica rotacional. Esta energía se recoge en el hub, el punto de unión de las aspas y se transmite desde ahí mediante un eje. La velocidad de giro depende del aerogenerador y su potencia, pero suele estar entre 10 y 30 rpm. Rpm =  revoluciones, o vueltas, por minuto.

La caja multiplicadora: La caja multiplicadora es como una caja de cambios de un coche, pero con una sola marcha fija. Esta caja eleva la velocidad de giro del eje de las aspas hasta una velocidad en operación, entre 750rpm y 1250rpm. En la caja multiplicadora entra un eje que gira a baja velocidad, el que viene de las aspas, y sale un eje que gira a gran velocidad, el que va al generador eléctrico. Hay que decir que este es un elemento crítico y costoso en el aerogenerador, donde se acumulan tensiones mecánicas. Ello hace que sea un elemento que cualquier ingeniero tratará de eliminar si puede. Como siempre la ingeniería es un juego de compromisos y toda opción tiene ventajas y desventajas.

El generador: Es el encargado de convertir la energía mecánica que nos transmite el eje proveniente de la caja multiplicadora  en energía eléctrica. Posteriormente  (normalmente ya en la base de la torre) esta energía es tratada total o parcialmente, dependiendo de la tecnología, mediante equipos de electrónica de potencia para estabilizar la frecuencia inyectada a red en 50Hz. Los generadores tienen dos partes claves. El estator, el bobinado que está fijo. Y el rotor, el bobinado que está pegado al eje y por tanto que rota. No entraremos en más detalles. Hay simplificaciones, en todo el artículo, pero son para hacer más accesibles a gente no técnica estas explicaciones.

Veamos actualmente las tres tecnologías eólicas que se usan y donde se realiza el uso de tierras raras.

Generador síncrono: En esta tecnología tenemos un generador similar al de una central eléctrica convencional. Por el estator se genera toda la energía y el rotor está internamente cortocircuitado y no tiene conexión con el exterior. En una central convencional se controla la velocidad de giro del eje para mantener una frecuencia fija. Pero ya hemos visto que en eólica, debido a la variabilidad del viento, esto no es posible. ¿Cómo lo hacemos en la actualidad? Pues bien, se deja fluctuar libremente la velocidad del generador y por tanto también la frecuencia. Esta energía eléctrica se envía a un convertidor electrónico que realiza, dos funciones: rectificación e inversión. La rectificación nos suministra corriente continua. Es como una fuente de alimentación de un equipo doméstico, p.ej. un ordenador, pero a lo grande. Suelen ser habituales potencias de 2,5MW, con tensiones de salida de 1100V o más en continua. Y la inversión convierte esa corriente continua, de nuevo en alterna pero a una frecuencia estabilizada de 50Hz, la de la red eléctrica. Las ventajas principales de este sistema es que usa tecnología muy habitual y probada y no tiene anillos rozantes (ya veremos que es esto más adelante). La desventaja es que requiere la caja multiplicadora y que requiere una electrónica de potencia con la misma potencia nominal que todo el generador. Es decir, “tratar” el 100% de la energía eléctrica generada. Este tipo de generadores se construyen con acero y cobre y no hacen uso de tierras raras. Representan aproximadamente el 10% del mercado mundial de aerogeneradores en este momento.

Generador doubly-fed o doblemente inducido: Este sistema es el de más éxito en la actualidad. Representa el 80% del mercado y, quizás os sorprenda, pero tampoco no usa tierras raras. De nuevo solo se usa acero y cobre para su construcción. En este generador aproximadamente 2/3 de la energía se producen en el estator que se conecta a red directamente, sin ninguna electrónica intermedia. La diferencia es que en este caso el rotor está conectado eléctricamente al exterior del generador. Para conectar unas bobinas que giran a velocidades de 1000rpm o superiores eléctricamente, se hace necesario el uso de unos anillos rozantes. De esta manera existen unos anillos unidos al rotor y por tanto que giran a esta velocidad, estando a su vez estos conectados con las bobinas interiores y por otro lado unas escobillas que conectan eléctricamente con los cables que van al exterior y por donde circula aproximadamente 1/3 de la energía generada. Esta energía, en este caso, si debe ser tratada en un convertidor algo más complejo que el del caso anterior, pero por el que circula aproximadamente 1/3 (en ocasiones incluso menos) de la energía generada reduciendo tamaño y coste de la electrónica. La ventaja principal de este sistema es la electrónica reducida. La desventaja principal es el mantenimiento de las escobillas y los anillos rozantes y que en aplicaciones marinas los anillos rozantes, debido al ambiente salino, son muy problemáticos. También hacen uso de caja multiplicadora.

Entonces, ¿de donde sale la dependencia de las tierras raras por parte de la eólica? Sale de nuestro tercer tipo de aerogenerador, el de imanes permanentes, o también llamado directamente acoplado (Direct Drive en inglés).

Generador de imanes permanentes o directamente acoplado: Como hemos visto los principales problemas de las tecnologías anteriores son el uso de cajas multiplicadoras, el de una electrónica de potencia muy grande y el de anillos rozantes. A alguien se le ocurrió como eliminar dos de estos problemas: la caja multiplicadora y los anillos rozantes. Para ello decidió conectar el generador síncrono directamente al eje proveniente de las aspas, sin pasar por caja multiplicadora. Pero esto tiene un problema. Como hemos visto anteriormente este generador requiere una velocidad elevada. Esto es debido a que el número de bobinados internos en el estator suelen ser tres. En un generador, a medida que aumenta el número de bobinados, disminuye la velocidad de operación necesaria. Así que si queríamos eliminar la caja multiplicadora, debíamos multiplicar en mucho el número de bobinados. En el caso de generadores directamente acoplados hasta unos, aproximadamente, 100 bobinados. 

Esto nos crea otra serie de problemas que solo pueden ser solucionados mediante el uso de algo nuevo: los imanes permanentes. Imanes del mismo tipo que los que se usan en altavoces, o auriculares de mp3, en pequeña cantidad. Tantos como uno para cada bobinado. Estos imanes permanentes se construyen con un material llamado neodimio y, ahora si, este neodimio es uno de los materiales que se extraen de las tierras raras. Por tanto el resultado de esta tecnología parece, a pesar del uso de neodimio, muy bueno. Seguimos necesitando un convertidor electrónico por el 100% de la potencia, pero eliminamos la caja multiplicadora y además no necesitamos de anillos rozantes. 

Sin embargo este sistema solo es demandado por el 10% del mercado mundial de eólica, del cual el 9% es de una sola marca: Enercon. Si es un sistema tan bueno, ¿por qué no triunfa? Bien, nos olvidamos de mencionar que este sistema añade algún que otro defectillo. Los generadores se convierten en inmensos. En un aerogenerador convencional se instala y transporta toda la carlinga (caseta) superior totalmente montada y de una pieza, incluyendo el generador, la caja multiplicadora y el hub. En este caso sería imposible transportar por carretera el generador. El mismo generador se debe transportar en dos o cuatro piezas para ser ensamblado en campo, lo cual es extremadamente complejo. Además el peso del generador mismo, fruto de sus grandes dimensiones, también se incrementa en varias veces.

Conclusión

Las tierras raras no son usadas habitualmente ni en renovables, ni en eólica, más allá de lo normal en cualquier equipo que use electrónica, salvo en un caso concreto de aerogenerador que representa una fracción pequeña, el 10%, del mercado eólico. El uso de tierras raras es meramente por motivos comerciales y de patentes de una empresa, pero la misma existencia de la energía eólica no es dependiente de la existencia de estas tierras. Si los precios de estas tierras raras se incrementan mucho el único que tiene un problema es Enercon, el principal fabricante de aerogeneradores con imanes permanentes, pero no la tecnología eólica que puede subsistir perfectamente sin un uso masivo de este material. Por tanto este argumento de la ‘dependencia’ que tienen las renovables o la eólica de las tierras raras cae por su propio peso. Ninguna energía renovable tiene dependencia de las tierras raras, más allá de la dependencia misma de cualquier circuito electrónico a las mismas.

(1) A pesar de ello este artículo atribuye, también, a las energías renovables un uso intensivo de tierras raras.

NOTA 22-12-2012: Algunas personas me han hecho notar que algunos fabricantes, para ciertos modelos concretos, están usando imanes permanentes para generadores doblemente inducidos. Es cierto. Esto se hace para mejorar las características de ciertos generadores doblemente inducidos de gran potencia. No obstante la dependencia real está en los generadores directamente acoplados que necesitan de manera imprescindible estos imanes. En el caso de la tecnología de generador doblemente inducido, se da en casos muy puntuales y los imanes permanentes no son imprescindibles para la construcción de estos. Si existen problemas de suministro y/o precio son fácilmente eliminables, con un rediseño del generador a los parámetros clásicos. Y tal como digo son generadores doblemente inducidos muy especiales y casos muy concretos. No es algo generalizado.
Los imanes permanentes en un generador doblemente inducido eliminan la necesidad de la corriente de magnetización y por tanto aumentan ligeramente la eficiencia del generador, pudiendose por tanto, al generar menos calor este, compactar más y reducir su peso.

¿Es posible parar todas las centrales nucleares de España hoy? ¿Tiene sentido subvencionar las centrales de gas?

Ambas preguntas en realidad están relacionadas, porque solo de un análisis racional del sistema eléctrico español podemos llegar a una conclusión. Para ello deberemos analizar, no las medias anuales, sino los instantes más críticos en cuanto a consumo que se han producido a lo largo del año. Esto es lo que pretendemos en este artículo. Pero recapitulemos un poco y veamos de donde surgen estas preguntas.

Antecedentes

Las empresas eléctricas españolas vienen reclamando desde hace tiempo, sin hacer en este caso mucha publicidad ni ellas, ni sus medios, ni el gobierno, subvenciones para las centrales de gas de ciclo combinado. Estas centrales están mucho tiempo paradas, según las eléctricas, debido a la variabilidad de las renovables y no obstante cumplen una misión fundamental, que es la de garantizar el suministro. Es por ello que el gobierno, siempre sensible a los problemas de las empresas eléctricas, ha presupuestado para el año 2011 600 millones de € en subvenciones a las centrales de ciclo combinado en concepto de la garantía de potencia. Pero ¿realmente es esto así?

Por otro lado después del accidente de Fukushima corren ríos de tinta sobre si es posible o no el cierre de las centrales nucleares españolas. Todo el mundo opina, pero esto no es un asunto de opinión, o se puede, o no se puede. Hay unos números muy claros en los que desgraciadamente nadie parece entrar.

Como es bien sabido que cada día las renovables cubren un mayor porcentaje de la electricidad, pero este dato es irrelevante a la hora de evaluar si es posible desconectar ciertas fuentes de energía, ya que necesitamos electricidad tanto si hace viento como si no, al margen de que a lo largo del año la aportación eólica haya sido mayor o menor. Por este motivo hay que analizar, para encontrar respuestas, los puntos que pueden ser más problemáticos.

En este momento de manera totalmente regulable y garantizando la potencia, España cuenta con diversas fuentes tanto en el régimen ordinario, como en el especial (las centrales primadas). En el primero tenemos las térmicas: nucleares, carbón, centrales de ciclo combinado y centrales de fuel. En el régimen especial contamos con las centrales de cogeneración, las de biomasa y plantas incineradoras de basura.

Luego tenemos una fuente intermedia en cuanto a la garantía de potencia, la hidráulica. En realidad, a este respecto, actúa de manera contraria a la eólica. En la eólica podemos predecir el mínimo anual de producción de manera muy sencilla, pero no podemos arrancar y parar cuando queramos. Solo podemos conectar a la red cuando hay viento. En el caso de la hidráulica es difícil predecir si nos encontraremos un año seco o húmedo, pero, con una gestión adecuada, haya más o menos agua en los pantanos, siempre es posible tirar de la hidráulica en caso de necesidad puntual. Incluso en las sequías más fuertes siempre se ha podido generar mediante energía hidráulica y, además, los bombeos siempre pueden servir para acumular energía de madrugada y son más de 2.000MW adicionales.

Finalmente tenemos fuentes que evitan emisiones y dependencia energética en el global del año, tanta más cuanto más se genere, pero en las que no se puede contar prácticamente a la hora de garantizar la potencia, esto es en estos momentos la eólica y la solar.

Un análisis que verifique si la potencia instalada actual es suficiente, debe analizar la situación de las fuentes totalmente regulables en los momentos en que todas las demás fallan. Si bien es irreal contar para este cometido las fuentes renovables, también es irreal pensar que todas ellas generarán 0MW. Es decir no habrá ni viento, ni sol, ni agua.

Análisis

He usado un año entero para realizar el análisis y verificado una por una todas las gráficas de REE del año 2010.

Pero primero vayamos a la potencia instalada. Esto es lo que teníamos a finales de 2010 España tenía instalados en potencia térmica de régimen ordinario, según REE:

Nuclear:          7.716MW

Carbón:          11.380MW

Fuel:             2.860MW

Ciclo combinado: 25.220MW

Total:           47.176MW térmicos en el régimen ordinario

Régimen especial, sin eólica y solar: 9.783MW

De los cuales según la CNE

Residuos:       604MW

Biomasa:        710MW

Cogeneración: 6.050MW (mayoritariamente gas)

Total:        7.364MW térmicos en el régimen especial

Total energía térmica (capaz de garantizar capacidad): 54.540MW

Hidráulica de R.O.: 16.657MW

Fuentes ‘inconstantes’:

Eólica:             19.813MW

Solar:               4.018MW

Estos datos son potencias nominales de la central y hay perdidas entre la central y las bornes de la central, como mucho un 2% de pérdida. No contemplamos las pérdidas de red, porque REE ya habla de generación, es decir, nos da el consumo incluyendo estas pérdidas. Además hemos de contar que hay plantas paradas por mantenimiento o reparaciones inesperadas. Lo normal sería contar un 5%, pero seremos conservadores y calcularemos un 8% y por tanto asumiremos siempre que el 10% de la potencia nominal está indisponible y por tanto solo podemos usar un 90% de la potencia térmica, por tanto en este caso sería a efectos prácticos 49.096MW térmicos.

Los picos de consumo y de generación térmica

Como en las gráficas de REE la generación dentro del régimen especial no está diferenciada, en realidad no podemos saber a ciencia cierta cuanta generación térmica está en marcha en un momento determinado, pero si podemos sacar ciertas conclusiones. Ya que el ciclo combinado es la principal fuente de generación, podemos asumir que cuando el ciclo combinado está en máximos, también lo estarán el resto de fuentes que oscilan a la par. De hecho en el momento que se produjo el pico de generación anual de ciclo combinado se produjo el pico de generación anual de energía térmica del régimen ordinario.

El pico de consumo de todo el año 2010 se produjo el 12 de enero a las 19h00. En ese momento la potencia instantánea fue de 44.127MW. Fueron días de intenso frío e intenso consumo en mitad de una semana laborable. Por tanto vemos que tenemos un ligero exceso de capacidad térmica. En principio no parece preocupante. Un pico de consumo de 44.127MW frente a 49.096MW que hemos calculado como disponibles. Aparentemente un sano 10% de margen. Pero hay que tener en cuenta que esto es una ficción. Como hemos dicho es ficción confiar en ciertas fuentes de generación, pero también es ficción imaginar que todas ellas podrán generar 0MW. Sometamos este resultado a la prueba de la realidad y para ello busquemos el día y la hora del año en que fue necesaria más potencia térmica.

Estructura de la demanda del 12 de enero de 2010. A las 19h00 se produjo el pico de demanda del año 2010

El día 12, a pesar de producirse el pico de generación, no se produjo el pico de generación térmica ya que por la mañana el viento empezó a soplar. Para ver el pico de generación térmica hay que ir un día atrás. El pico de generación térmica del año 2010 se produjo el día 11 de enero a las 12h30, momento en que los ciclos combinados estaban a una potencia de 17.388MW de ciclo combinado. Este fue el máximo de generación en todo el año de esta fuente y el máximo de generación de todas las fuentes térmicas. Así las fuentes térmicas del régimen ordinario generaron en ese momento.

Ciclo combinado: 17.388MW Solo operaba el 68% de la potencia. 7.832MW parados.

Carbón:           4.007MW Solo operaba el 35% de la potencia. 7.313MW parados.

Fuel:               147MW Solo operaba el  5% de la potencia. 2.713MW parados.

Nuclear:          5.354MW Solo operaba el 69% de la potencia. 2.362MW parados.
TOTAL térmica RO 26.896MW Solo operaba el 57% de la potencia.20.220MW parados. 

Estructura de la demanda el 11 de enero de 2010 a las 12h30. Pico anual de generación térmica

Estructura de la generación el 11 de enero de 2010 a lo largo del día

 

¡El día del pico de potencia térmica de todo el año el 43% de las centrales térmicas estaban paradas! ¡Nada más y nada menos que 20.220MW! Esto representa el 80% de las centrales de ciclo combinado de España o el 270% de las centrales nucleares de España. Un desastre económico en toda regla para las empresas eléctricas. Esto claro está, si no recibieran algún tipo de ayuda económica externa.

Las cifras del año corroboran este desastre económico para las empresas eléctricas generando muy por debajo de lo que sería deseable, no debido a la inconstancia de las energías renovables, como dicen las eléctricas, sino debido a que las eléctricas se han pasado tres pueblos, como se dice coloquialmente, construyendo plantas de ciclo combinado (afectando a toda la producción térmica, excepto a las nucleares que debido a su incapacidad para regular suelen funcionar, salvo recargas o problemas inesperados, a ‘piñón fijo’). A continuación van a ver la producción anual de las fuentes de generación térmicas y un porcentaje que representa las horas en que estas centrales produjeron sobre el total de horas del año. Datos de REE:

Ciclo combinado: 64.913GWh 29,4%

Carbón:          22.372GWh 22,4%

Fuel:             1.847GWh  7,4%

Nuclear:         61.944GWh 91,6%

Que está haciendo el gobierno

Lo que estamos viendo es fruto de los habituales excesos mercado. Con una diferencia, en el caso de la energía los excesos son nefastos sobre todo el país, provocando tremendos desajustes que influyen no solo en la economía del país, sino en el medioambiente, la seguridad de suministro y la política industrial. Personalmente pienso que si en un estado debe estar planificada una sola cosa, esta es la energía. Es inadmisible que cualquiera pueda construir las plantas de generación que quiera, de la tecnología que quiera. El gobierno debe regular cuantas y de que tecnología. En todo caso esto es una opinión personal.

Ante este tremendo problema de las eléctricas el gobierno solo tenía dos soluciones. O bien que aguantaran todo el peso del mercado y sus decisiones incorrectas, o bien provocar que un chorro de dinero fluyera de los consumidores a las eléctricas. Es imposible generar más electricidad de la que se consume, pero es posible hacer que se cobre como si se generara, aunque las plantas estén paradas. El gobierno decidió lo segundo.
Lo primero que había que hacer era parar a las renovables. Si la situación es ya problemática, si aumenta la cantidad de renovables la situación puede ser aún peor. Esto ya se hizo entre 2008 y 2009 creando cupos. Estos cupos garantizan que el incremento de generación renovable, en valores absolutos hasta 2020, será inferior al incremento esperado de consumo en valores absolutos. Porcentualmente la aportación de renovables aumentará en el mix, pero la potencia térmica generará más horas. La segunda se ha puesto en marcha en febrero de este año. Consiste en, con la excusa de mantener el carbón nacional, subvencionar este combustible lo cual provoca un incremento de generación en este tipo de energía. Como resultado de ello las eléctricas alegan que se produce un daño aún mayor a los ciclos combinados. Genera más el carbón, pero genera menos el ciclo combinado, con lo cual se paga una subvención a los ciclos combinados. El último acto, para el cual ya tiene el gobierno presupuestados 600 millones de € este año, está en la subvención a ciclos combinados con un concepto llamado “garantía de potencia” debido, dicen, a las renovables. Como hemos demostrado, no solo un eufemismo, sino una falsedad.

Todo esto sería imposible sin unas campañas de comunicación adecuadas de ciertos medios de comunicación que dan enorme relevancia a cualquier declaración de directivos de eléctricas. Las eléctricas son unos de los principales anunciantes de los medios, pero no solo eso. Hay medios que incluso tienen consejeros que también lo son de las eléctricas. Es el caso de Unidad Editorial (editora de ‘El Mundo’ y ‘Expansión’) con un consejero en común con Endesa. Lo denunciamos en este mismo blog hace un tiempo. Y justamente son estos dos medios los que se han caracterizado por lanzar los ataques más furibundos contra las renovables. Según estos medios las renovables no solo son causantes de subir por ellas mismas la factura, sino que además pretenden traspasar también la responsabilidad de las subvenciones al gas a las renovables. La realidad es que estamos ante una especie de estafa legal de proporciones descomunales.

Conclusiones

La primera y más evidente. Las subvenciones al gas no son debidas a la garantía de potencia a las renovables, sino que son una subvención directa pura y dura a las empresas eléctricas que sale de nuestro bolsillo.

La segunda, y vamos a una pregunta que parecía que me había olvidado. Podríamos hacer las cosas bien ¿no? ¿Qué tal si vamos parando rápidamente las nucleares y eliminamos trabas a las renovables? Las cifras demuestran que todas las nucleares se podrían parar mañana sin ningún problema de suministro. Los ciclos combinados podrían tomar el relevo de inmediato duplicando su producción anual y sin problemas si quiera en los picos y además podríamos emprender una senda ascendente en renovables eliminando las trabas, y reduciendo este aumento temporal en generación de ciclo combinado. Claro, esto último nos beneficiaría a todos, beneficiaría al país, sería lógico, pero perjudicaría a las empresas eléctricas.

En esto, como parece ser como en todo, el gobierno ha tomado el camino de defender las empresas y perjudicar una vez más al ciudadano.

La energía solar batió su récord de penetración en España el pasado abril

La Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) y la Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica (Protermosolar) se congratulan al anunciar que según los datos aportados por el Operador del Sistema Eléctrico, Red Eléctrica de España (REE), la electricidad de origen solar batió su récord de cobertura de la demanda nacional el pasado mes de abril, con un 4,2% del total. El anterior récord se había producido en junio de 2010, con un 4%.

Los análisis de REE todavía no desglosan el origen de la producción solar entre ambas tecnologías. La fotovoltaica, con 3.833 MW instalados, aporta la mayor parte de esa energía, si bien la termoeléctrica, ya con 800 MW conectados, y con más horas operativas, cada vez tiene mayor peso.

Generación eléctrica mes de abril. Fuente Red Eléctrica de España

Italia también apuesta por la fotovoltaica y triplica objetivos para 2016

Con la aprobación del “4º conto” hace poco más de una semana, Italia eleva su objetivo de solar fotovoltaica de los 8.000MW, previstos en el “3º Conto”, a los 23.000MW para 2016. En un país con elevada radiación solar, elevada dependencia energética y de generación eléctrica (Italia importa más del 10% de la electricidad), elevados precios y que ha decidido abandonar sus planes nucleares, la apuesta lógica estaba clara. De esta manera la energía eléctrica fotovoltaica generada en 2016 será mayor de la que eventualmente generarían cuatro reactores nucleares de última generación.

Italia fue el segundo mercado fotovoltaico europeo el año pasado, con unos 2.800MW instalados. Pero las cifras son engañosas, ya que ENEL, la eléctrica italiana, en ocasiones tarda hasta 6 meses a conectar una planta solar. Se especula que, contando con las plantas fotovoltaicas construidas, pero no conectadas en 2010, la potencia real fotovoltaica construida el año 2010 oscilaría entre los 4.000MW y los 7.000MW. Así la potencia a añadir en los próximos 5 años será de unos 18.000MW. A modo de comparación, en España se prevé instalar unos 3.000MW de potencia fotovoltaica en los próximos 9 años.

Para conseguir estos objetivos, pero evitar un boom, Italia ha constituido un registro. Solo las plantas que entren en este registro tendrán derecho a recibir prima. Una idea que parece similar a la actual normativa española pero que, analizado en detalle, no lo es en absoluto. Para empezar se establece un periodo transitorio, para evitar que una parada súbita dañe a la industria fotovoltaica italiana. Durante este año se producirán decrementos en las primas cada mes y en el año 2012 se establecen tres cupos. A partir de 2013 los cupos serán semestrales.

La primera diferencia respecto al sistema español es que estos cupos son únicos para todas las tipologías de planta fotovoltaica, grande o pequeña, en suelo o techo, o plantas de investigación. Las plantas de investigación, categoría que no existe en España, tendrán la tarifa más elevada. Seguidas de las plantas en tejado. Las plantas en suelo serán las que tendrán la tarifa más baja. Al mismo tiempo, dentro de cada tipología, cuanto mayor sea la planta, menor será la prima. Y la prima que puede conseguir de manera estable y gantizada durante 20 años una planta fotovoltaca, se irá reduciendo a medida que pasen los cupos.

Además el límite del cupo no es la potencia, sino el presupuesto. De esta manera si se instalasen más plantas en suelo que las previstas, la potencia instalada aumentaría y se decrementaría si la potencia se instalara por encima de lo previsto en tejados.

Con las previsiones del gobierno Italiano a partir de 2013 se instalarán 2.400MW anuales y esto se incrementaría gradualmente hasta los 3.000MW al año en 2016. El coste presupuestario se irá reduciendo cada año, al reducirse la prima. De esta manera los 3.000MW instalados en 2016 tendrán un coste muy reducido de 160 millones al año, lo que representará un sobrecoste de poco más de 3c€/kWh de esta energía y con un impacto mucho menor en la tarifa al diluirse esta afectación entre otras fuentes de generación.

De nuevo, las comparaciones con España son odiosas. El coste presupuestario de los casi 4.000MW que incentivó el gobierno Español a instalar en los años precedentes ascienden a más de 2.800 millones de € al año. En este caso el gobierno español creó una legislación que permitió instalar mucho cuando la tecnología era cara y ahora que la tecnología reduce su precio a marchas forzadas, limita su instalación destruyendo la industria fotovoltaica española creada en años precedentes. Ya que debemos pagar errores precedentes, no hubiera estado de más conservar algunos de los beneficios, principalmente industria, empleo e I+D.

Con el "4º conto", sin duda, Italia se convertirá en uno de los jugadores más potentes de la industria fotovoltaica mundial.

El granjero del molino

Un precioso corto de animación. Muchas gracias a jorgito por descubrirlo.

Sobre el ITER, la fusión y fisión nuclear, las renovables y la posibilidad de substituir totalmente la energía nuclear de fisión

Leo la noticia “El nobel de química de 2010 asegura que “hay alternativas” a la energía nuclear”. Un participante en un foro, al respecto de esta noticia, indica que sería posible si gobiernos invirtieran mucho más y se tomaran en serio el ITER, el experimento de fusión nuclear que se llevará a cabo en Cadarache, Francia. A continuación la que ha sido mi respuesta.

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El ITER es energía nuclear y su propio plan, en caso de que funcionara, nos llevaría a la primera central nuclear comercial de fusión (de 400MW) entre el 2050 y 2060.

De momento parece la misma fantasía que los reactores rápidos de fisión (más allá de meros divertimentos experimentales, tremendamente caros e inseguros) o los reactores de fusión basados en torio. Todos ellos, el de fusión y los de fisión que he mencionado, proyectos en los que se inició su investigación en la década de los 40 y 50 del siglo pasado. Creo que con el tiempo pasado empieza a resultar más que evidente que hacer algún tipo de plan de futuro confiando en estos tipos de desarrollos que he mencionado es, como mínimo, tan irresponsable como cuando en 1950 pensaban que ya iban a solucionar, con total seguridad, el problema de los residuos nucleares más adelante. A fecha de hoy, sigue sin estar resuelto y, lo que es peor, tiene todos los visos de no estarlo, en el mejor de los casos, durante un montón de años, quizás siglos.

No, las soluciones vienen de lo que tenemos hoy y de los desarrollos realistas que se pueden esperar en cinco, quizás diez años. Más allá de este plazo no se trata de previsiones, sino de especulaciones. Y basar el futuro energético y medioambiental de la humanidad en especulaciones voluntaristas siempre ha sido una receta que nos ha llevado al fracaso.

Es posible substituir hoy la energía nuclear de fisión. Hace años quizás no era posible, pero hoy si lo es. Tenemos las renovables y todo son ventajas. Funcionan hoy. Son una fuente inagotable de energía, al contrario que la nuclear de fisión y las fósiles, son democráticas, porque ponen la independencia energética en manos de todos los países, algunas son escalables y ponen el poder no solo en manos de los países, sino incluso en manos de los ciudadanos (dan independencia no solo al país frente a otros países, sino al ciudadano frente a grandes corporaciones) y pueden ser un elemento de impulso tecnológico e industrial tremendo para países como España. Tienen dos pequeñas desventajas. Su variabilidad perfectamente solucionable con un mix renovable bien calculado (por supuesto, no con un monocultivo de un solo tipo de renovable), y de esto hay estudios bastante serios que lo demuestran, y que, teniendo en cuenta todos los parámetros económicos, quizás, solo quizás, son un poco más caras con un sistema eléctrico diseñado en beneficio de los ciudadanos y no de las empresas. Pos supuesto, además, son mucho más inocuas con el medioambiente (no totalmente inocuas, por supuesto) y han demostrado a lo largo del tiempo, al contrario que la nuclear, tanto de fisión, como de fusión, batir las expectativas más optimistas.

Un ejemplo. En 1999 Greenpeace (expectativa más optimista) pedía 10.000MW de eólica para España en 2010. A finales del año pasado estábamos cercanos a los 20.000MW. Y en cuanto a costes también baten constantemente las previsiones más optimistas, todas las tecnologías, a la baja.

... Creo yo, incluso en el peor de los casos que estas energías fueran algo más caras el cambio merece mucho la pena. El cambio significa pasar del sistema energético actual a uno completamente nuevo. Y significa, de manera similar a lo que vemos hoy en discográficas o editoriales, que caerán las empresas que no sepan adaptarse a los nuevos tiempos. Que queremos, ¿un coche barato que nos va a dejar tirados a la primera de cambio (no renovable) o preferimos pagar un poco más y tener un coche robusto capaz de aguantar mucho tiempo (renovable)? Que es más económico, ¿lo primero o lo segundo?

Por cierto, diversos físicos, incluyendo un premios Nobel, ya se han manifestado en contra del ITER por considerarlo, directamente, tirar el dinero.

(La copia de mi respuesta es casi literal corrigiendo un par de cosas sin relevancia y añadiendo links)

NOTA ACLARATORIA: Si bien tengo mis dudas sobre el proyecto ITER, espero que no se entienda que estoy en contra de la investigación sobre la fusión nuclear. Espero que se entienda que estoy en contra de planificar algo teniendo  en mente la fusión nuclear, no en que se investigue esta.

Vente a mi casa

Estefanía Miquel, profesora de secundaria del IES Felipe II de Mazarrón, me ha hecho llegar unos cortos que han preparado sus alumnos en el Taller de Expresión Creativa. Ambos están muy bien, pero os dejo con uno, simplemente, como provocación. Me conformo con que reflexionemos sobre nuestro estilo de vida, la sostenibilidad de este, las consecuencias medioambientales y, sobretodo, si este estilo de vida nos hace más felices, o no.

Sobre la suspensión de primas a 350 plantas solares inspeccionadas por la CNE

Leemos en "El País" y en otros medios: "La CNE suspende las primas a un 35% de los huertos solares inspeccionados". Esta noticia de una manera más o menos similar ha salido en otros medios. Se imponen unas clarificaciones al respecto:

1) Que la CNE detecte posible fraude en el 35% de los huertos inspeccionados, no significa que el 35% de los huertos de España tengan fraude. Esto tanto como llegar a la conclusión que el 50% de los españoles son traficantes de drogas porque la policía entró en un bar a hacer una redada anti-drogas, y que de 10 clientes detuvo a 5. La CNE ha inspeccionado aquellas plantas en las que se ha considerado que existían indicios de que se había cometido una irregularidad. Es decir, se pidió documentación a 9.000 instalaciones que se conectaron a red en agosto y septiembre de 2008. Al límite para recibir la nueva prima. Una vez recibida esta documentación se decidió inspeccionar a 1.001 de estas plantas, de las cuales finalmente 350 han sido suspendidas cautelarmente del derecho a tener prima por su producción.

2) La suspensión es cautelar. Si bien es lógico pensar que ante una suspensión cautelar hay una cantidad de pruebas suficientes para casi concluir que han existido irregularidades, la decisión aún no es firme.

3) Esto es quizás lo más importante. Para la CNE una planta son como mucho 100kW. Una planta solar de 6MW, para la CNE son 60 plantas. Por tanto 350 plantas igual en realidad son 5 o 6 plantas solares.

4) No nos indican datos de potencia, así que es difícil saber de que hablamos, pero según la CNE en España existen 54.126 plantas solares con una potencia total de 4.313MW, lo cual significa una media de 79kW por planta. Así que estamos hablando de un fraude de entre 35MW (máximo) y 27MW (media). No digo que me parezca bien, pero ese fraude representa el 0,8% y el 0,6% de las plantas. Lamentable, denunciable (el primero que ha exigido ser contundentes siempre han sido las asociaciones fotovoltaicas, no se puede negar), pero pongamos en su justa medida el dato. Ni por asomo el 35% de las plantas solares de España están en una situación fraudulenta.

5) La industria fotovoltaica ha sido la primera que insistentemente ha pedido contundencia y claridad en la persecución del posible fraude. Como muestra de la implicación del sector, la afiliación a ASIF, la Asociación de la Industria Fotovoltaica, significa la firma de un código deontológico. El no cumplimiento de este código, significa la expulsión. Si bien no todas las empresas fotovoltaicas pertenecen a ASIF, si es cierto que la mayoría de empresas del sector pertenecen a esta asociación. A finales de 2010 esto eran 444 empresas. Si bien ASIF es la myoritaria, hay más empresas en otras asociaciones que también han pedido contundencia reiteradamente en la persecución del fraude. Por ejemplo AEF.

La solar fotovoltaica baja sus costes en España un 70% en dos años y medio

Septiembre de 2008. Los proyectos de energía solar fotovoltaica instalados hasta esa fecha recibirán 470€/MWh durante 25 años. Marzo de 2011. Los proyectos fotovoltaicos en suelo aprobados a partir de hoy se pagan a 138€/MWh. Una bajada de costes del 71% en menos de dos años y medio, que demuestran que la apuesta por esta tecnología es una apuesta de claro futuro. La bajada de las primas ya se sabía de hace meses. Lo que se confirma hoy es que la fotovoltaica a este precio no es un sueño, sino una realidad. Y las reducciones de costes no se detienen aquí.

El sistema del registro de preasignación

Cada año hay una potencia asignada fotovoltaica. En este caso 400MW anuales.

Esta potencia se subdivide en tres tramos. Plantas de tejado de menos de 20kW. Plantas de tejado de hasta 2MW y plantas en suelo.  A su vez se asignan los proyectos cada trimestre.

Para poder optar a entrar en el cupo es necesario depositar un aval de 0,5€/Wp. Así para una planta de 1MW hay que depositar un aval de 500.000€. Este aval ya no se recupera hasta que el proyecto está asignado, construido e inyectando electricidad a la red. Además el sistema actual ya contemplaba una bajada automática aproximada de hasta el 16% anual, dividido por trimestres, si el cupo se llenaba, como así ha sido.

 Evolución de las primas fotovoltaicas. Grafica: ASIF, Fuente: Ministerio de Industria

El registro de preasignación en el segundo trimestre de 2011

En septiembre del año pasado, a pesar de las bajadas automáticas de primas, el gobierno decidió una bajada extraordinaria para los proyectos presentados a partir de 2011 del 5% para pequeños tejados, del 25% para grandes tejados y del 45% en suelo. Estas bajadas para nuevos proyectos, junto con los recortes retroactivos unilaterales, terminaron dañando el diálogo con el sector.

En el caso concreto de las reducciones de primas porque significaba romper un pacto con el sector, y escrito en el anterior RD vigente, de que cualquier bajada significaría un aumento proporcional del cupo. De esta manera si los costes bajaban un 16%, el cupo debía aumentar un 16%. Y lo que el sector demandaba es que si la prima en suelo bajaba un 45%, el cupo asignado al suelo fotovoltaico aumentara en consecuencia el 45%. Esto no sucedió. Como en tantas otras ocasiones en renovables el gobierno legisló de la manera que hacía más daño.

Las dudas de muchos, sobretodo de los que no creían en la fotovoltaica, saltaron enseguida. ¿Era posible hacer fotovoltaica a 138€/MWh, un 45% menos que un trimestre antes y un 71% menos que hace dos años y medio y, sin embargo, ganar dinero? Muchos lo dudaban. Si el cupo no se hubiera llenado, les hubiéramos tenido que dar la razón. Pero el cupo se ha llenado no solo completamente, garantizando una bajada adicional de casi el 4% para el mes que viene, sino que la lista de proyectos pendientes de asignación sigue siendo espectacular. Hay proyectos que llenan toda la vida del registro de pre-asignación que tiene la fecha de caducidad en diciembre de 2012.

Con estas nuevas primas surge una valoración y una pregunta. La fotovoltaica en España es una de las más baratas del mundo en costes y, sin duda, la más barata de Europa. La pregunta que me planteo es ¿Cómo justifica el gobierno un cupo de 150MW (cupo de suelo) para una fotovoltaica en suelo a 138€/MWh si el cupo de la termosolar es de 450MW con un coste de 270€/MWh? No tiene ningún sentido. A todas luces, como mínimo, el cupo de suelo debiera ser mucho mayor. Entiéndase que esto no es una crítica a la termosolar, tecnología que está haciendo grandes progresos, sino una constatación de la errática política energética del gobierno al servicio de oscuros intereses.

Telemedida en Tiempo Real y Adscripción a un Centro de Control

El próximo 13 de abril se realiza esta jornada en Madrid, de la cual seré moderador. En la jornada tendremos como ponentes a gente de organizaciones como Red Eléctrica, ASIF, AEF, Siemens, Ingeteam, Nexus Energías o Rios Renovables.

El RD1565/2010 obliga a todas las plantas productoras y agrupaciones de plantas en Régimen Especial que superen 1MW de potencia a enviar las telemedidas al operador de sistema. A partir del 30 de junio de 2011 las plantas o agrupaciones que no cumplan con la obligación, podrán perder el derecho a las primas, dado que ésta es una condición necesaria para percibirlas.

La jornada está organizada por Say Power y colaboran ASIF, AEF, APPA y ANPER. Para su asistencia es necesario inscribirse.  Más información aquí.

Informe del sistema eléctrico - Febrero 2011

En febrero se ha producido, una vez más, un máximo en valores absolutos y de aportación del 'Resto del REPE'. El consumo eléctrico ralentiza su ritmo de crecimiento, aunque sigue aumentando.
Los valores, salvo que se indique lo contrario, son en cifras interanuales y del sistema peninsular (p.ej.: cuando hablamos de junio de 2010 nos referimos de julio de 2009 a junio de 2010 y así sucesivamente) la fuente de los datos es Red Eléctrica de España, salvo para las cifras de emisiones son aproximadas, de elaboración propia e interanuales. Para la estimación de emisiones se han usado los mismos coeficientes por tecnologías que usa Red Eléctrica de España en su página web.Informe elaborado con los datos disponibles en la web de REE a fecha 2 de enero de 2010.

Consumo
El incremento de consumo interanual de febrero de 2011 fue de un +2,83%, mientras que en el mismo periodo del año preccedente fue del -3,07%. Sigue aumentando, por tanto, el consumo eléctrico.

Evolución de los incrementos interanuales del consumo eléctrico

Generación eléctrica


- Ciclo combinado. Se mantiene estable como principal fuente de generación.
- Nuclear: Se mantiene estable como segunda fuente de generación
- Resto del Régimen Especial: Nuevo record de producción y aportación en este amplio apartado que engloba a la cogeneración y las renovables excepto la eólica y la gran hidráulica.
- Eólica: Desciende su aportación tanto absoluta como porcentual.
- Hidráulica: La hidráulica se mantiene fuerte, Pero disminuye ligeramente.
- Carbón: El carbón aumenta, pero sigue muy cercano a sus mínimos historicos. A partir del próximo mes veremos grandes cambios con la entrada en vigor del decreto del carbón.
- Fuel: Sigue siendo testimonial su aportación.
- Exportaciones: Como siempre en los últimos años España exportó una pequeña parte de su producción eléctrica. En los últimos 12 meses el 3,15%.

El cuadro queda de la siguiente manera:

=  1          Gas C. Combinado 64.267GWh 23.77% +0,02%

=  2          Nuclear          61.685GWh 22.81% -0.08%

=  3          Resto R.E.       48.423GWh 17,91% +0,13%

=  4          Eólica           41.981GWh 15,52% -0,16%

=  5          Hidráulica       37.513GWh 13,87% -0,38%
=  6          Carbón           23.262GWh  8,60% +0,40%

=  7          Fuel              1.812GWh  0,67% -0,01%

=  Exportando Importaciones    -8.520GWh -3,15% +0,04%

Y más en detalle por tecnologías así:

1º Ciclo combinado
Febrero 2001	0	0,00%
Febrero 2010	77.917	29,57%
Febrero 2011	64.267	23,77%
Récords
Max GWh	93.703	Octubre 2008
Max %	33,84%	Octubre 2008
Min GWh	0	Diciembre 1998
Min %	0,00%	Diciembre 1998
Posición en el mix eléctrico
Enero 1999	Inexistente	0,00%
Enero 2000	Inexistente	0,00%
Enero 2001	Inexistente	0,00%
Enero 2002	Inexistente	0,00%
Enero 2003	7	2,53%
Enero 2004	5	6,75%
Enero 2005	3	12,25%
Enero 2006	3	19,47%
Enero 2007	2	23,88%
Enero 2008	2	25,57%
Enero 2009	1	32,48%
Enero 2010	1	29,58%
Enero 2011	1	23,75%
Febrero 2011	1	23,77%

2º Nuclear
Febrero 2001	61.899	29,80%
Febrero 2010	52.117	19,78%
Febrero 2011	61.685	22,81%
Récords
Max GWh	64.273	Septiembre 2004
Max %	32,42%	Diciembre 1999
Min GWh	51.784	Enero 2010
Min %	20,00%	Marzo 2010
Posición en el mix eléctrico
Enero 1999	2	32,35%
Enero 2000	2	30,05%
Enero 2001	2	30,06%
Enero 2002	2	29,14%
Enero 2003	2	27,68%
Enero 2004	2	25,90%
Enero 2005	2	25,33%
Enero 2006	2	21,85%
Enero 2007	2	22,39%
Enero 2008	2	20,08%
Enero 2009	2	21,50%
Enero 2010	2	19,74%
Enero 2011	2	22,89%
Febrero 2011	2	22,81%

3º Resto REPE
Febrero 2001	21.225	10,22%
Febrero 2010	44.035	16,71%
Febrero 2011	48.423	17,91%
Récords
Max GWh	48.423	Febrero 2011
Max %	17,91%	Febrero 2011
Min GWh	18.380	Diciembre 1999
Min %	10,08%	Diciembre 2000
Posición en el mix eléctrico
Enero 1999	4	10,09%
Enero 2000	4	11,06%
Enero 2001	4	10,15%
Enero 2002	4	10,65%
Enero 2003	3	11,73%
Enero 2004	4	12,50%
Enero 2005	4	11,88%
Enero 2006	4	11,18%
Enero 2007	4	10,17%
Enero 2008	4	10,76%
Enero 2009	4	12,80%
Enero 2010	3	16,70%
Enero 2011	3	17,74%
Febrero 2011	3	17,91%

4º Eólica
Febrero 2001	5.275	2,54%
Febrero 2010	38.435	14,58%
Febrero 2011	41.981	15,52%
Récords
Max GWh	43.020	Octubre 2010
Max %	16,00%	Octubre 2010
Min GWh	1.353	Diciembre 1998
Min %	0,74%	Diciembre 1998
Posición en el mix eléctrico
Enero 1999	7	0,78%
Enero 2000	7	1,44%
Enero 2001	6	2,41%
Enero 2002	6	3,19%
Enero 2003	6	4,39%
Enero 2004	6	5,03%
Enero 2005	6	6,34%
Enero 2006	5	7,68%
Enero 2007	6	8,72%
Enero 2008	5	10,09%
Enero 2009	5	11,76%
Enero 2010	4	14,10%
Enero 2011	4	15,68%
Febrero 2011	4	15,52%

5º Hidráulica
Febrero 2001	35.611	17,14%
Febrero 2010	27.384	10,39%
Febrero 2011	37.513	13,87%
Récords
Max GWh	42.883	Agosto 2001
Max %	20,25%	Abril 2001
Min GWh	18.932	Febrero 2006
Min %	7,20%	Febrero 2006
Posición en el mix eléctrico
Enero 1999	3	16,22%
Enero 2000	3	12,82%
Enero 2001	3	15,25%
Enero 2002	3	15,87%
Enero 2003	4	11,68%
Enero 2004	3	15,44%
Enero 2005	5	11,08%
Enero 2006	6	7,32%
Enero 2007	5	9,64%
Enero 2008	6	9,16%
Enero 2009	6	8,08%
Enero 2010	6	10,18%
Enero 2011	5	14,25%
Febrero 2011	5	13,87%

6º Carbón
Febrero 2001	70.387	33,88%
Febrero 2010	29.074	11,03%
Febrero 2011	23.262	8,60%
Récords
Max GWh	82.841	Junio 2002
Max %	38,62%	Septiembre 1999
Min GWh	21.872	Noviembre 2010
Min %	8,09%	Noviembre 2010
Posición en el mix eléctrico
Enero 1999	1	34,86%
Enero 2000	1	36,90%
Enero 2001	1	35,47%
Enero 2002	1	32,62%
Enero 2003	1	33,57%
Enero 2004	1	30,70%
Enero 2005	1	30,83%
Enero 2006	1	29,51%
Enero 2007	1	24,31%
Enero 2008	1	25,75%
Enero 2009	3	16,69%
Enero 2010	5	11,75%
Enero 2011	6	8,20%
Febrero 2011	6	8,60%

7º Fuel
Febrero 2001	9.529	4,59%
Febrero 2010	2.116	0,80%
Febrero 2011	2.525	0,67%
Récords
Max GWh	20.055	Julio 2002
Max %	8,91%	Julio 2002
Min GWh	1.821	Septiembre 2010
Min %	0,67%	Diciembre 2010
Posición en el mix eléctrico
Enero 1999	5	3,90%
Enero 2000	5	4,84%
Enero 2001	5	4,64%
Enero 2002	5	6,69%
Enero 2003	5	6,30%
Enero 2004	7	3,30%
Enero 2005	7	3,26%
Enero 2006	7	3,75%
Enero 2007	7	1,94%
Enero 2008	7	0,89%
Enero 2009	7	0,86%
Enero 2010	7	0,80%
Enero 2011	7	0,68%
Febrero 2011	7	0,67%

- Importaciones
Febrero 2001	3.799	1,83%
Febrero 2010	-7.544	-2,86%
Febrero 2011	-8.520	-3,15%
Récords
Max GWh	5.721	Abril 2001
Max %	2,93%	Diciembre 1999
Min GWh	-11.480	Enero 2009
Min %	-4,18%	Enero 2009
Posición en el mix eléctrico
Enero 1999	6	1,80%
Enero 2000	6	2,88%
Enero 2001	7	2,02%
Enero 2002	7	1,84%
Enero 2003	8	2,12%
Enero 2004	8	0,38%
Enero 2005	Exportando	-0,96%
Enero 2006	Exportando	-0,76%
Enero 2007	Exportando	-1,05%
Enero 2008	Exportando	-2,30%
Enero 2009	Exportando	-4,18%
Enero 2010	Exportando	-2,86%
Enero 2011	Exportando	-3,19%
Febrero 2011	Exportando	-3,15%

Generación en los últimos 12 meses al fin de mes indicado (en GWh) desde 1998

Consumo en los últimos 12 meses al fin de mes indicado (en GWh). Detalle de los últimos tres años.

Emisiones contaminantes

La reducción de emisiones contaminantes se ha frenado. Puede que estemos en un punto de inflexión, y más teniendo en cuenta un año con menor hidraulicidad y con el decreto del carbón que se pone en marcha. Cada 1kWh que se deja de generar en gas y se genera en carbón significará contaminar el triple. De todas maneras, comparando en términos interanuales con el año precedente, la imagen aún es buena. Las emisiones de CO2 del sistema cayeron desde los 254 Kg/MWh y los 68.940.000 t/año en febrero de 2010, hasta los 212 Kg/MWh y los 59.252.000 t/año en febrero de 2011

Evolución de las emisiones de CO2 interanuales en el sistema eléctrico desde 1998 (en miles de t de CO2)

Intensidad de emisiones interanual del sistema eléctrico desde 1998 (tCO2/MWh)