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Los Ciclos Combinados

28 Ago

Un ciclo combinado es una instalación de producción de energía eléctrica que combina dos ciclos termodinámicos.

El primero de ellos se basa en la combustión del gas, generalmente gas natural, en una turbina de gas (ciclo Brayton), que arrastra en su giro un alternador que produce energía eléctrica.

El gas natural está compuesto en más de un 90 % por metano, y se encuentra normalmente disuelto en el petróleo o asociado a él en pozos petrolíferos. En ocasiones se encuentra también en bolsas bajo tierra, o en yacimientos de carbón.

En el segundo ciclo se aprovechan los gases de salida en un intercambiador de calor para evaporar agua y mover una turbina de vapor (ciclo Rankine), que arrastra en su giro otro alternador de modo análogo a la primera turbina.

Es habitual que la turbina de gas y la turbina de vapor compartan el mismo eje, de manera que accionan el mismo alternador.

Ciclo combinado de As Pontes

Ciclo combinado de As Pontes

En definitiva, el resultado es un mayor aprovechamiento del poder calorífico del gas respecto del ciclo de combustión simple, ya que se da una utilidad a la energía de los gases de escape.

Aportan una serie de ventajas sobre otro tipo de centrales eléctricas:

El coste de inversión por cada megavatio instalado es bajo.

Derivado de lo anterior, el período de retorno de la inversión es mucho más corto.

Su plazo de construcción es corto, y ocupan una pequeña superficie.

Pueden funcionar con cargas parciales y seguir aportando un elevado rendimiento, además su tiempo de arranque es reducido.

Sus emisiones son principalmente de CO2, pero en menor cantidad que una térmica convencional, y el empleo de gas natural evita la generación de residuos sólidos como las cenizas.

Como inconvenientes podemos citar los siguientes:

El gas natural es suministrado principalmente por países políticamente inestables, lo que puede acarrear problemas de suministro e inestabilidad en los precios.

A pesar de su mayor eficiencia, las emisiones de CO2 resultantes de la combustión siguen siendo elevadas, contribuyendo al efecto invernadero.

No obstante, el gas metano produce unas 23 veces el efecto invernadero del CO2, por lo que la alternativa de su no empleo, dejando que escape a la atmósfera, no es necesariamente beneficiosa para el medio ambiente.

Si los países desarrollados convirtieran el gas en la fuente prioritaria para la producción de energía eléctrica, las reservas se agotarían rápidamente.

Es una tecnología excelente, siempre que vaya de la mano de una buena planificación.

El boom que han tenido en España, y sus escasas horas de funcionamiento actuales responden a lo siguiente:

El plan del gobierno para el período 2005 – 2011 contemplaba la instalación de 30.000 MW, ampliados después a 35.000 MW, a cubrir con instalaciones de ciclo combinado.

Contaban con un incentivo a la inversión de 26.000 € por MW/año instalado y otro a la disponibilidad de 4.697 €/MW año.

Al amparo de las anteriores ayudas se instalaron un total de 25.200 MW, cuya utilización media en 2012 ha sido del 18 %.

¿Por qué?

Por un lado, la crisis. Con la caída de la actividad económica vino la caída de la demanda de energía eléctrica. No haberla visto venir, o peor, negarla, continúa dándonos lecciones, y esta es una más.

Por otro lado, lo de siempre. Es imposible una planificación energética peor.

Paralelamente al desarrollo de los ciclos combinados se invertía con fuerza en energías renovables, la gran bandera de España, cuya producción eléctrica se inyectaba en la red de forma prioritaria, primada, desplazando a las instalaciones de gas, y limitando sus horas de funcionamiento.

Las renovables por sí mismas no pueden asegurar la producción eléctrica en todo momento. No siempre sopla el viento, no siempre hace sol.

Los ciclos combinados, con un tiempo de arranque mínimo y regulación sencilla, son perfectos para los momentos de baja producción renovable. Suena bien, pero resulta tremendamente caro.

Es decir, con el sistema actual se pagan por un lado una gran cantidad de subvenciones a las energías renovables, 8.500 millones de euros sólo en 2012, y por otro nos desangramos con pagos por capacidad a instalaciones de gas nuevas que se encuentran paradas.

Sí, las energías renovables han supuesto años de sangría económica, le pese a quien le pese.

Y cuando empezaban a ser competentes, desaparece el apoyo del Estado. Qué curioso.

De todos modos, no se puede arreglar todo con primas, incentivos o subvenciones, porque la deficiente planificación de unos, gobierno, y los dientes largos de otros, eléctricas, nos llevan a situaciones de este tipo.

Ahora bien:

¿Ninguna de las eléctricas sabía que se superaban las necesidades?

¿O lo sabían perfectamente y les dio igual?

Burbuja de potencia instalada.

¿Qué más da?, paga el Estado.

Es decir, nosotros.

 

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El precio de la energía eléctrica

13 Ago

 Cuando recibes en tu casa una factura eléctrica, enseguida ves que la empresa comercializadora de energía eléctrica te está facturando fundamentalmente dos conceptos.

El término de potencia: Es de naturaleza contractual y fijo mes a mes. Es decir, depende de la potencia contratada con la empresa comercializadora.

La limitación de potencia a la que podemos acceder en nuestro hogar se lleva a cabo a través del Interruptor de Control de Potencia (ICP), que “salta” si nos pasamos conectando aparatos.

El término de energía: De naturaleza variable, grava el consumo de energía eléctrica que hemos realizado en el período tarifario. Proviene de la lectura de contadores por parte de la empresa comercializadora.

La suma de ambos define el coste de la energía para nosotros.

Sobre él se aplica el impuesto de la electricidad, y se añade el coste de alquiler de equipos de medida cuando no son propiedad del abonado.

Sobre el total, se aplica el IVA.

De acuerdo, ¿pero de dónde sale todo esto?

La ley 54/1997 del 27 de noviembre, modificada por la ley 17/2007, establece la regulación del sector eléctrico.

En ella se definen los costes del sistema eléctrico, la estructura de los mismos, a quién son imputables y de qué manera.

De acuerdo con dicha ley, el precio de la electricidad incluirá los siguientes conceptos:

  1. Costes de transporte (peajes).
  2. Costes de distribución (peajes).
  3. Costes permanentes del sistema.
  4. Costes de diversificación y seguridad del abastecimiento.
  5. Precio de garantía de potencia.
  6. Precio de servicios complementarios.
  7. Precio de la energía adquirida en el mercado.
  8. Margen del comercializador.
  9. Pérdidas.

 

Vamos a analizarlos uno por uno.

1.      Costes de transporte

La red de transporte de energía eléctrica está constituida por la red de transporte primario y la red de transporte secundario.

La red de transporte primario está constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 380 kV y aquellas otras instalaciones de interconexión internacional y, en su caso, las interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares.

La red de transporte secundario está constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 220 kV no incluidas en el párrafo anterior y por aquellas otras instalaciones de tensiones nominales inferiores a 220 kV, que cumplan funciones de transporte.

Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de transporte antes definida.

La actividad de transporte tiene la consideración de actividad regulada, y por tanto la retribución de la misma se establecerá reglamentariamente atendiendo a los costes de inversión y operación y mantenimiento de las instalaciones.

Es decir, los pagos a la empresa transportista encargada de gestionar la red de transporte, que no es otra que Red Eléctrica de España, son fijados por el Gobierno.

Para el reconocimiento de la retribución de las nuevas instalaciones de transporte será requisito indispensable que hayan sido incluidas en la planificación de la red.

Adicionalmente, se incluirán los costes destinados a reducir el impacto socio ambiental derivado de la construcción de infraestructuras de transporte de energía eléctrica, cuyo importe, forma de recaudación, destino específico y gestión serán fijados por el Gobierno hasta una cuantía máxima del 3 % de la retribución de dicha actividad.

 

2.      Costes de distribución

La actividad de distribución de energía eléctrica consiste en el transporte de electricidad por las redes de distribución con el fin de suministrarla a los clientes.

Las compañías distribuidoras serán las gestoras de las redes de distribución que operen. Como gestores de las redes serán responsables de la explotación, el mantenimiento y, en caso necesario, el desarrollo de su red de distribución, así como, en su caso, de sus interconexiones con otras redes, y de garantizar que su red tenga capacidad para asumir, a largo plazo, una demanda razonable de distribución de electricidad.

Al igual que el transporte, tiene carácter de actividad regulada, y las retribuciones serán fijadas por el Gobierno  atendiendo a los siguientes criterios:

  • Costes de inversión
  • Operación y mantenimiento de las instalaciones
  • Energía circulada
  • Modelo que caracterice las zonas de distribución
  • Los incentivos que correspondan por la calidad del suministro y la reducción de las pérdidas
  • Otros costes necesarios para desarrollar la actividad

 

3.      Costes permanentes del sistema

Tendrán la consideración de costes permanentes de funcionamiento del sistema los siguientes:

Aquellos que por el desarrollo de actividades de suministro de energía eléctrica en territorios insulares y extrapeninsulares, puedan integrarse en el sistema.

Los costes reconocidos al operador del sistema (REE).

Los costes de funcionamiento de la Comisión Nacional de Energía

 

4.      Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento

Moratoria Nuclear.

En 1984, el gobierno aprueba la moratoria nuclear, conforme a la cual se paralizan la mayoría de los proyectos de centrales nucleares.

Afectó a 7 centrales. Lemóniz I y II, Valdecaballeros I y II, Trillo II, Regodola I y Sagayo I.

Las inversiones realizadas, que ya no podrían ser recuperadas, alcanzaban los 729.000 millones de pesetas (4.380 millones de euros).

Se concedió un plazo de 25 años para la recuperación de esas inversiones desde el año 1995, es decir, hasta 2020.

Por supuesto, lo pagamos todos en nuestros recibos.

Fondo para la financiación de actividades del Plan General de Residuos Radioactivos.

Coste de la compensación por interrumpibilidad, adquisiciones de energía al régimen especial y otras compensaciones.

5.      Precio de la garantía de potencia

Con el objetivo de no dejar suministros desatendidos, la potencia generadora disponible debe ser siempre superior a la máxima potencia demandada.

Debido a esta sobrecapacidad productora, habrá instalaciones de generación que a lo largo del año no funcionen, o lo hagan pocas horas.

Si no producen, o lo hacen solo en determinadas situaciones, nunca podrán ser amortizadas y ninguna empresa llevaría a cabo una inversión de ese tipo.

Como es necesario disponer de cierta reserva de potencia, se disponen los llamados pagos por capacidad, que buscan:

–          Incentivar la inversión que de otro modo no tendría lugar.

–          Incentivar la disponibilidad para producir en situaciones de necesidad como horas punta, donde se dan puntas de consumo.

 

6.      Precio de servicios complementarios

Se trata de servicios necesarios para asegurar el suministro eléctrico en condiciones adecuadas de seguridad, fiabilidad y calidad.

Son gestionados por el operador del sistema.

Incluyen los siguientes conceptos:

–          Regulación primaria.

–          Regulación secundaria.

–          Regulación terciaria.

–          Control de tensión de la red de transporte

 

7.      Precio de la energía adquirida en el mercado

Los productores de energía eléctrica efectuarán ofertas económicas de venta de energía, a través del operador del mercado, por cada una de las unidades de producción de las que sean titulares, bien físicas o en cartera, cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral o a plazo que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas.

El orden de entrada en funcionamiento de las unidades de producción de energía eléctrica se determinará partiendo de aquella cuya oferta haya sido la más barata hasta igualar la demanda de energía en ese período de programación, sin perjuicio de las posibles restricciones técnicas que pudieran existir en la red de transporte, o en el sistema.

El mercado diario, también llamado pool o mercado spot, es gestionado por el OMIE (antes OMEL, Operador del Mercado Eléctrico). Los consumidores a él adheridos toman su precio de energía de forma variable y diaria.

Es un proceso abierto y transparente.

Por otro lado, en el mercado a plazo, las comercializadoras pueden adquirir energía en las subastas del OMIP, y en las subastas de energía para el suministro a tarifa o CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso), de las que participan las comercializadoras de último recurso.

Como resultado de esas subastas la energía eléctrica tendrá un precio fijo para un período determinado, haciendo previsible el coste de la misma para los consumidores, eliminando así la volatilidad del mercado diario.

El mercado a plazo carece de la transparencia del mercado diario.

Además, las comercializadoras incluyen primas de riesgo en sus precios que repercuten al consumidor en el precio final de la energía.

 

8.      Margen del comercializador

Costes de operación y gestión, y beneficio comercial propio de cada comercializadora.

Cubre las garantías depositadas y costes implícitos que conlleva que el consumidor final acceda a los mercados mayoristas, así como el beneficio de la empresa comercializadora.

 

9.      Las pérdidas

Las pérdidas de energía en las redes de transporte y distribución están reguladas por el BOE correspondiente.

Son un porcentaje sobre el precio horario del mercado diario.

 

Dicho esto…

 

La polémica

Si hablamos del sector eléctrico, la polémica está servida.

El déficit  tarifario.

La concesión de ayudas al carbón y su posterior retirada.

La concesión de primas a las renovabables y su posterior retirada.

Montones de ciclos combinados parados.

La moratoria nuclear.

Empresas distribuidoras que se niegan a auditar los costes que dicen tener y que pagamos con los peajes.

Subastas de energía opacas que definen el precio que nos cobran.

Las compañías autorizadas a ofrecer suministros de último recurso son exclusivamente las mismas que antes de liberalizar el sector ya se repartían el pastel.

Pagos por capacidad multimillonarios.

Precios de la energía eléctrica del mercado diario que pagan la energía muy por encima de su coste de generación a centrales como las nucleares y las hidroeléctricas, ya amortizadas.

 

Las dudas

 

¿Están inflados los precios de la energía en las subastas?

 

¿Son reales los costes que las eléctricas dicen tener?

 

¿Si esos costes no están auditados, por qué se admite la deuda?

 

¿Existe interés en que no se investigue?

 

Si los costes no son reales, ¿lo es el déficit de tarifa?

 

¿Por qué se permitió la construcción de tantas centrales con evidencias claras de recesión económica?

 

¿Qué es más caro, el parque renovable, o la inestabilidad regulatoria?

 

 

 

Juzgad vosotros mismos.