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Financiar un proyecto de rehabilitación energética en particular, y de un proyecto de eficiencia en general, es complejo pero en ningún caso imposible; en este sentido, las Empresas de Servicios Energéticos (ESEs) pueden contribuir de manera significativa a cambiar el panorama del sector de la eficiencia energética.

Nuevo curso: Diagnóstico ambiental en la empresa

En los últimos meses, el consumo energético de los edificios está ocupando un lugar importante en la actualidad informativa de Europa y de España. Recientemente el Parlamento Europeo ha aprobado una nueva Directiva de Eficiencia Energética que, entre otras áreas de actuación, hace hincapié en la necesidad de mejorar la eficiencia en edificios, área responsable del 40% del consumo energético total.

A nivel nacional, el proyecto normativo más significativo en este sentido es el Real Decreto de Certificación de Edificios Existentes que obligará a que cualquier vivienda que se compre, venda o alquile en España cuente con un certificado que avale su consumo y comportamiento energético.

Tras la entrada en vigor del certificado, las viviendas se calificarán de la A (la más eficiente) a la G (nivel de eficiencia más bajo). Entre ambos niveles la diferencia en los consumos puede ser superior al 80%. Con esto, y teniendo en cuenta el incremento del precio de la energía y que el gasto energético supone aproximadamente el 30% del gasto anual de una comunidad media, la eficiencia energética escala posiciones en las prioridades de los propietarios.

Sin embargo, a pesar de este contexto tan favorable el número de proyectos de rehabilitación energética que se llevan a cabo no está siendo tan significativo como se esperaba y el mercado de la Eficiencia Energética, a pesar de seguir creciendo, no evoluciona al ritmo previsto.

En muchas ocasiones se alude a la crisis como razón de esta ralentización pero ANESE defiende que el contexto económico actual es sólo una de las razones que explican esta realidad. El desconocimiento del sector por parte de los clientes, la juventud del mismo y, en general, la falta de cultura de la eficiencia que acusa nuestro país son motivos que tienen tanta importancia como la crisis.

Rafael Herrero, Presidente de ANESE, es muy claro al respecto: “sí hay dinero para desarrollar proyectos de eficiencia”. Las alternativas de financiación incluyen tanto al sector privado como al público. Ambos ofrecen soluciones de ayuda y financiación pero existe una dificultad principal: no se adaptan completamente a las necesidades del mercado.

Un ejemplo de estos programas es la iniciativa conjunta que tiene Banca Cívica con el Banco Europeo de Inversiones (BEI). Se creó un fondo conjunto con 100 millones de euros para la financiación de proyectos de Energías Renovables y Eficiencia Energética y, sin embargo, a día de hoy no se ha realizado ningún proyecto financiado a través de este programa.

En 2011, el gobierno puso en marcha a través del IDAE la línea ICO/ESE con 600 millones de euros de los cuales sólo se han utilizado 20 millones de euros. En la actualidad, este programa de ayuda a la financiación no está operativo y desde ANESE se trabaja por su recuperación. La asociación defiende que una inversión en eficiencia energética nunca es “a fondo perdido”.

La financiación de un proyecto de rehabilitación energética en particular, y de un proyecto de eficiencia en general, es compleja pero en ningún caso imposible y, en este sentido, lasEmpresas de Servicios Energéticos (ESEs) pueden contribuir de manera significativa a cambiar el panorama del sector de la eficiencia energética.

Una ESE es principalmente una gestora de energía con dos objetivos muy claros: conseguir que su cliente consuma menos energía y consiga así un ahorro que, además, estará garantizado en el contrato. ¿Cuál es la mejor garantía que una empresa puede ofrecer a su cliente? Comprometer sus beneficios a la consecución de esos objetivos de ahorro, este compromiso será la base del contrato entre ESE y cliente. Para Rafael Herrero, “asumir la garantía de ahorro es la clave del éxito”.

El mercado de servicios energéticos en particular, y de la eficiencia energética en general, es muy joven. Aún queda mucho camino por recorrer en el que instituciones, clientes, ESEs y entidades bancarias deben trabajar por romper la rigidez y complejidad que en la actualidad caracteriza la negociación de los proyectos.


LED spotlight using 38 individual diodes for p...

LED spotlight using 38 individual diodes for powering from mains voltage (Photo credit: Wikipedia)

Un estudio del Departamento de Energía de EE UU indica que la tecnología LED irá aumentado la ventaja en los próximos años sobre la tecnología alternativa.

Que las bombillas incandescentes son poco eficientes esta claro. Tan claro que la UE las ha retirado del mercado (el último plazo ha entrado en vigor hace unos pocos días). La alternativa son las bombillas de bajo consumo, pero hay dos principales opciones tecnológicas: la lámpara fluorescente compacta (la bombilla de bajo consumo habitual), y la de LED (diodo emisor de luz). Por ahora, son prácticamente igual de eficientes en cuanto a consumo energético, pero un estudio realizado en Estados Unidos y que atiende a 15 parámetros de impacto ambiental de una y otra concluye que la tecnología LED superará a la de lámpara fluorescente compacta en cuanto a impacto ambiental de su producción en el plazo de unos cinco años.

Las bombillas basadas en LED ahora mismo son ligeramente más eficientes que las de bajo consumo convencionales , según el análisis realizado por el Pacific Northwest National Laboratory (PNNL), un centro especializado del Departamento de Energía de Estados Unidos, en colaboración con la empresa británica N14 Energy. El estudio compara la bombilla clásica de hilo incandescente de 60 vatios con la LED de 12,5 vatios y la fluorescente compacta de 15 vatios. Las tres producen la misma cantidad de luz. Pero el análisis no se para en el consumo energético, sino que abarca 15 parámetros de impacto ambiental de cada opción, incluidos los recursos naturales necesarios para su producción, el transporte del producto y el tratamiento de las bombillas como residuo. Con estos parámetros los expertos evalúan la huella ambiental de cada tecnología, incluyendo su efecto potencial en el calentamiento global, en el uso del terreno, en la generación de basura y en la contaminación de agua, tierra y aire. El estudio examina los ciclos completos de vida de los tres tipos de bombilla.
1. Bombillas incandescentes convencionales 2. Bombillas incandescentes mejoradas (clase C en la etiqueta de energía, lámpara halógena rellena con gas xenón 3. Bombillas incandescentes mejoradas (Clase B en la etiqueta de energía, lámpara halógena con revestimiento ifrarrojo) 4. Lámparas compactas fluorescentes (CFLs) 5. Diodos de emisión de Luz (LEDs)
La primera conclusión es obvia: los LED y las lámparas fluorescentes compactas son más ecológicas que las bombillas tradicionales de hilo incandescente, que consumen mucha más electricidad para generar la misma cantidad de luz. Y hay que tener en cuenta que, “utilizar más energía para producir luz significa que esas bobillas incandescentes exigen gastar más recursos naturales para generar la electricidad necesaria que las alimenta”, apunta Marc Lebetter, del PNNL. “Independientemente de si los consumidores optan por LED o por lámparas fluorescentes compactas, este análisis muestra que podemos reducir el impacto ambiental de la iluminación de tres a diez veces”.
La bombilla de hilo incandescente tradicional genera luz cuando una corriente eléctrica atraviesa los hilos que tiene dentro, haciendo que se calienten y brillen. Los LED genera luz cuando la electricidad fluye por un componente electrónico denominado diodo, mientras que las lámparas fluorescentes compactas emiten luz cuando la electricidad excita una mezcla de gases en su interior, creando luz ultravioleta invisible que absorbe el revestimiento fluorescente de la bombilla y la transforma en luz visible.
Entre la tecnología LED y la fluorescente compacta, la diferencia de impacto ambiental se aprecia, no tanto en el consumo eléctrico, como en la energía y los recursos requeridos en la fabricación. La opción fluorescente es ligeramente más dañina medioambientalmente que los LED en 14 de los 15 parámetros considerados en el estudio. El único punto desfavorable para los LED es la generación de residuos peligrosos. Las bombillas hechas con estos dispositivos llevan un componente de aluminio necesario para absorber y disipar el calor generado evitando el sobrecalentamiento. El proceso de obtención del aluminio es intenso en consumo energético y los subproductos, como el ácido sulfúrico, deben ser tratados como residuos peligrosos.
Pero los expertos consideran que, con investigación y desarrollo, va a mejorar la eficiencia de los LED de manera que se reducirá la cantidad de calor producido y el tamaño de esa pieza de aluminio. Según el estudio del PNNL, este avance y otros que se producirán en el proceso de fabricación y en la electrónica, harán que los LED sean aún más ecológicos en comparación con las bombillas habituales de bajo consumo en el plazo de solo cinco años. La lámpara LED en 2017 tendrá un 50% menos impactos que la actual y un 70% menos que la bombilla fluorescente compacta, que no es espera que cambie significativamente a corto plazo

Solar Energy

Solar Energy (Photo credit: DomiKetu)

Crossing Danube from Romania to Bulgaria

 

En este artículo nos limitaremos a los proyectos de menos de 10 MW. Si desea información acerca de los proyectos de más de 10 MW, por favor, consulte directamente al autor.

Desde que la ley 220 sobre energía renovable fue finalmente aprobado y en función según 11/01/2011, muchos inversores han estado buscando en el mercado rumano de invertir en energía renovable y fotovoltaica en particular.

El régimen de promoción de las energías renovables rumano ofrece 6 certificados por cada MWh generado por una planta solar. En términos de dinero que esto significa, en el momento de redactar este artículo, un impresionante 57,35 euros por certificado que resulta en 344,10 euros. Si se agrega el precio de la electricidad para que llegar a un 396,10 euros por MWh generado por el sol.

Pero lo rentable es la generación de energía verde en Rumania?

Para responder a esta pregunta tenemos que echar un vistazo más de cerca al régimen de promoción, la práctica de vender su energía renovables y los mercados financieros en estos días. En primer lugar, la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables tiene una prioridad por la ley. Esto significa que usted tiene de hecho un PPA instante si lo desea. El Derecho rumano 220/2008 establece que cuando usted es un productor calificado de Energía Verde de que la electricidad se genera se inyectará en la red con prioridad.

Cada MWh generado por una fuente renovable tiene que ser inyectada a la red (SEN en rumano) con prioridad y te duraran ser pagado por el operador del sistema de transmisión (TSO) los meses posteriores. Sin embargo, esto sólo es válido para proyectos de menos de 10 MW. Si se excede este proyecto la capacidad, entonces usted necesita para vender su electricidad en el OPCOM oa través de contratos bilaterales (a PPA). 

Además del precio de la electricidad también recibe Certificados Verdes. No menos del 6 por energía solar! No se venden en el mercado en el que los distribuidores y grandes consumidores tienen que comprar energía verde en función de su consumo. A pesar de un precio de mercado, el precio máximo y mínimo se establece en la ley: Max. 55 euros y un mínimo de 27 EURO. ¿Pero cuál será el precio que usted consigue realmente como lo que necesita saber para que su businessplan y en caso de que quiera atraer la financiación de las deudas, y quién no?

Cómo predecir el precio de los certificados verdes?

El regulador nacional, la ANRE, predice que habrá un exceso de oferta de certificados verdes en el mercado en 2014, 2015 y 2016 con resp. 2%, 8% y 3%.Esto se debe a que la cuota no aumentan con la misma velocidad que la construcción de nuevas instalaciones, dicen. Si esto realmente va a ser el caso se puede dudar porque la construcción de la energía eólica tuvo que ser corregido ya con – / – 400 MWp en 2011 y en 2012 parece ser menos de lo previsto en 2008 también. En los años que habrá un exceso de oferta, la ANRE predice que el precio va desde el máximo de 55 euros (indexados 27,35 en 2012) de inmediato al precio mínimo legal de 27 EURO (necesidades también para ser indexados también).

Tan pronto como hay una escasez, el precio saltará al máximo de nuevo y permanecer allí durante los próximos 15 años, lo que significa que en 2030 el precio será de 78 euros por título, de acuerdo con la ANRE.

En efecto, un mercado a corto, donde la oferta de TGC es insuficiente para satisfacer la demanda, el supuesto es correcto que el precio del TGC es igual al precio máximo permitido de acuerdo con la política establecida, menos un descuento. Cuando no existe un precio máximo declarado explícitamente, esto es igual al precio de sanción. No hay descuento aplicado a este precio, y los últimos datos de precios disponibles de TGC Opcom apoya esta hipótesis.Nosotros (Redpoint) sin embargo no descarta la remuneración total que se espera de un proyecto con el fin de tomar decisiones de inversión en nuestro escenario de referencia, lo que se fijó en el 10% y representa el descuento de los flujos de ingresos totales que un generador puede estar dispuesto a ceder cambio de firmar un PPA a largo plazo. El tamaño del descuento depende en parte de las condiciones contractuales y descuentos disponibles por lo tanto, mayores podrían ser aplicados en la realidad. Sin embargo, en un mercado de largo (donde el suministro de TGC excede la demanda) se supone que el precio baja lejos de este máximo, de acuerdo con una “pista de esquí” función menos no inmediatamente a lo mínimo. Esto se puede definir como sigue:(Fuente: Redpoint) P es el precio de un TGCd TGC es la demanda de TGC TGC es el suministro de TGC Pmax es el parámetro de precio máximo, y Pmin es el parámetro de precio mínimo. . Cabe señalar que esta es una suposición en cuanto a cómo se comportan los precios en estas circunstancias, y no representa ningún mecanismo de control de precios explícitoFuente: Redpoint

El hecho de que tanto el precio de la electricidad y el precio de los certificados verdes están sujetos a los mecanismos del mercado hace que los proyectos que dependen de la venta en el mercado difícil de financiar. Los bancos quieren seguridad y la falta de datos históricos y dos componentes de precio variable que sea difícil para ellos para entrar en un acuerdo de financiación.

Sería diferente si el precio es fijado por un acuerdo de compra de energía, un PPA. En Rumania PPA para las energías renovables no son tan comúnmente disponibles. Nosotros en RESbroker logrado organizar algunos contratos para clientes con un gran consumidor, pero el precio es más bajo que el precio significativa una podría obtener en el mercado.


Español: Imagen del Wikiproyecto Unión Europea

rumania proyectos de energia solar

Rumania es parte de la Unión Europea desde 2007, pero no está en la zona euro.Tiene su propia moneda que es totalmente controlado por el Banco Nacional. A pesar de recibir ayuda financiera del FMI, Rumania tiene una baja deuda per cápita de sólo 5.000 euros. Además, la economía se recuperó con notable rapidez después de la recesión de 2008-2009 y volvió a mostrar crecimiento.


Como uno de los últimos países de la Unión Europea que han adoptado una nueva ley de energía de fuentes renovables, Rumania ofrece en la actualidad uno de los planes de promoción de las energías renovables más rentables. El plan comenzó el 1 de noviembre de 2011 y ofrece un incentivo para los nuevos proyectos de energía limpia para el período de 15 años. El esquema de promoción tiene dos componentes: electricidad tarif (feed-in tariff) y Certificados Verdes. La energía eólica recibe 2 Certificados Negociables de verdes (TGC) y Energía Solar 6. El de TGC se negocian actualmente a 57,35 euros cada una. El precio está limitado por la ley de energía: precio mínimo es de 27 euros y el precio máximo es 55. Como en este precio indexado, el precio actual se encuentra ahora ya 57,35 euros.

Aparte de en la mayoría de países de la UE, el régimen está totalmente pagado por el mercado y por lo tanto no depende de la situación financiera del Estado rumano.El Estado sólo proporciona el marco legal y los reglamentos. Uno de los requisitos de la Unión Europea es que el esquema no es una forma oculta de ayudas estatales (ilegales) y por lo tanto, los proyectos serán evaluados por la TIR y cuando esto resulta ser demasiado alto (> 11,9% de PV) entonces nuevo los participantes recibirán un plan de incentivos menos favorable. Proyectos ya existentes no se verán afectadas.

A pesar de los incentivos son altos, viene con un retén. Como la electricidad y los certificados verdes se negocian en el mercado, los posibles retornos son altos, pero también hay riesgos, riesgos de mercado. Estos riesgos y cómo manejarlos se discutirá más adelante.

La energía renovable se inyecta en el sistema rumano de energía (RPS o necesidades educativas especiales en rumano) Prioridad ingenio, lo que significa que si un proveedor de energía verde tiene el poder, siempre se inyectará a menos que existan problemas técnicos para no hacerlo. Así que de hecho tienen un instante PPA por la ley. Proyectos de hasta 10 MWp siempre se les paga por el Operador del Sistema y no necesitan negociar su energía en el mercado. El precio que reciben es el precio medio de mercado. Cuando la electricidad se inyecta en realidad y se vende el productor recibe el TGC es cada mes para la producción.

Los certificados verdes se venden en el mercado centralizado (OPCOM) donde la oferta y la demanda cumple con los demás. Un productor también puede hacer un contrato bilateral con un gran consumidor, esto puede ser un distribuidor, un comerciante o una fábrica. A continuación, la electricidad se vende junto con la del TGC como un paquete o por separado al precio contractual. Las condiciones dependen del contrato. La duración máxima del contrato en Rumania es de 10 años. PPA es más largo que este no existe, pero el contrato puede ser prolongado.

Pronósticos de precios Electricidad

Rumania tradicionalmente tiene un precio de electricidad muy bajo, uno de los legados de la era comunista. Hoy en día sin embargo, los aumentos de precios y los RPS se integrará plenamente en la red europea, los precios tienden a aumentar a niveles de la UE, por lo menos doble. Además, el consumo de electricidad rumana ha vuelto a su nivel anterior a la crisis, por lo que aumentará significativamente en los próximos años.

Certificados Verdes
TGC precios están limitados por la ley a 27 euros mínimo y 55 máximo EURO, pero lo que en realidad indexado negociaba a 57,35. Cuando hay una escasez en el mercado, el precio es probable que se quede en su más alto nivel. Si los productores necesitan vender porque necesitan el dinero, a ellos les puede vender a un precio más bajo. Hay un problema aquí también: Ninguno de los compradores de certificados verdes en realidad van a comprar antes de que realmente necesitan y como la verificación de la cuota sólo ocurrirá aproximadamente en abril del año siguiente, es más probable que los compradores empiezan a comprar en diciembre . Así que cuando la producción de electricidad en enero, es probable que tenga que esperar hasta diciembre para cobrarlos.

Cuota

Rumania ha establecido cuotas para la producción de energía renovable a fin de cumplir con el objetivo de la UE de 20% de energía renovable para el año 2020.Como grandes hidroeléctricas no se considera, Rumania tiene la energía verde hasta ahora no es suficiente. En 2012, la cuota se establece en 12%, mientras que poco a poco aumentando a 20% en 2020. Como no había casi nada de energía renovable cuando el plan fue hecho, el regulador nacional hizo un pronóstico sin datos históricos. Además, el sistema rumano es único en Europa, así que no hay referencias de ningún tipo. Eso significa que todos los pronósticos son meramente suposiciones.
El modelo actual que trabaja con datos de 2010, prevé un exceso de oferta en el mercado de certificados verdes en 2014 (2%), 2015 (8%) y 2016 (3%). Esto significa que algunos productores en esos años no podrán vender sus certificados ya que aunque el precio está garantizado a 27 euros (indexados) en su punto más bajo, cuando no hay compradores, la de TGC no será vendida y porque también expiran después 1,5 años, que no tendrá ningún valor. Sin embargo, en 2010 y 2011, la nueva planta construida energías renovables (principalmente la eólica, ya que está a sólo 2 MW fotovoltaicos conectados en mayo de 2012) se quedó muy atrás. En 2010 – / – 400 MW detrás de los pronósticos, lo suficiente como para cambiar los pronósticos enteras de 2010, con un exceso de oferta del mercado en 2014-2016.

Por otra parte, cuando una instalación no está conectada en 2016, entonces no certificados verdes se da en absoluto. Esto significa que los desarrolladores de proyectos poco a poco se vuelven renuentes a iniciar algún proyecto como 2016 ya se acerca. Esto significa que, basándose en los datos que tenemos 05 2012 consideramos que es poco probable que haya algún exceso de oferta del mercado en los próximos años y tal vez no del todo.

IRR Limit

La Unión Europea aprobó el plan con una restricción importante: cuando el IIR proyecto superará el 11,9% (PV) para las plantas que están conectadas, a continuación, los recién llegados no tienen los 6 (PV) certificados verdes más sino menos. Tal vez 4 entonces sería el incentivo. Sin embargo, como por mayo 2012 solo 2 MW se conecta para el primer semestre de 2012 no es representativa de la industria. Eso significa que sólo después del 1 de enero de 2013, un análisis pertinentes del IIR podría ser presentada. Pero como la mayoría de las plantas terminará en Q4 2012, también es no, entonces un análisis pertinentes. En las palabras, por el momento, los desarrolladores de proyectos e inversionistas puedan contar con 6 TGS.

Financiar

Por desgracia, el panorama financiero ha cambiado drásticamente. Cuando sólo se habla de Rumania, la financiación máxima que se puede obtener es de 70%.Cuando así lo solicite el banco (por cortesía del Banco Nacional) exigirá una garantía del 130% para el dinero que prestan. En la práctica, esto significaría una garantía bancaria por la misma cantidad que el inversionista toma como la tierra y el proyecto no se valoran como co-lateral. Añadir un interés del 8% anual a ella y prácticamente inversionista o puede optar por esta opción. Ante esta situación muchos proyectos nunca será vendida, comenzó, quedó solo para ser comisionado a menos que las nuevas posibilidades de financiación se presentará.Por lo tanto es poco probable que habrá un aumento repentino en proyectos relacionados para el período siguiente, mientras que después de 2016 nadie se iniciará una nueva instalación de todos modos ya que no hay incentivo más. Es decir, de acuerdo con la legislación vigente.

Los inversores que son capaces de encontrar la financiación será más exitoso y beneficio de uno de los planes más rentables en Europa, si no del mundo.


Solarpark Altötting/Oberkastl - Windwärts Ener...

Solarpark  intersun projects Romania

Rumanía es un mercado emergente muy prometedor para las inversiones en energía fotovoltaica entre los países de Europa sudoriental, de acuerdo con las perspectivas del mercado fotovoltaico Rumania 2012, emitido por el INEA Consulting Ltd. Con la introducción de mecanismos de apoyo en la ley en 2008, y sus modificaciones posteriores en 2010, 2011 y 2012, el mercado fotovoltaico del país se espera que despegue en los próximos años.

Hasta la fecha, Rumania cuenta con una capacidad fotovoltaica instalada acumulada de sólo 2 MWp. Sin embargo, a finales de este año, este podría crecer hasta alcanzar 81 MWp, si se tiene en cuenta el mejor de los casos del informe Inea Consulting. Mientras tanto, el valor de mercado de PV se espera un aumento de € 5,2 millones en 2011, a alrededor de € 129,6 millones a finales de 2012.

En la actualidad, seis certificados verdes se otorgan por cada MWh de electricidad producida a partir de plantas de energía solar hasta 1 de enero de 2014. Para el período de 2008 a 2025, un certificado verde puede ser objeto de comercio en 2012 para entre € 27/MWh y 55/MWh €. Estos valores se ajustan anualmente por ANRE regulador energético de acuerdo con el índice de inflación promedio anual, que se calcula por Eurostat.

Riesgos

A medida que el sector fotovoltaico rumano es muy joven, hay una serie de riesgos presentes. Por ejemplo, el número actual de certificados verdes para plantas de energía solar se considera atractivo para muchos inversionistas. Como tal, la compra especulativa de licencias de nueva generación es una amenaza y podría afectar negativamente a los agentes del mercado a largo plazo.

Por otra parte, piezas faltantes o poco clara de la legislación podría resultar en el retraso de las licencias para los proyectos. Y, la saturación de la red en Dobrogea y otras áreas, debido al rápido desarrollo de la industria eólica en el país, podría presentar obstáculos para los desarrolladores de proyectos fotovoltaicos.

A pesar de ello, tanto el gobierno rumano y Photovoltaic Industry Association (PRAI) han desempeñado un papel clave en el establecimiento de un mercado de energía solar en el país mediante la organización de reuniones con los representantes de los gobiernos, desarrolladores e inversionistas, por ejemplo.

En general, el pronóstico para el mercado fotovoltaico rumano es positivo. Se espera que los conductores del mercado a finales de 2013 será de grandes proyectos de más de 1 MWp, entre ellos la azotea e instalaciones industriales. Mientras tanto, en el Q4 de 2012, el primer motivo montado plantas fotovoltaicas de potencia superiores a 5 MWp están programados para iniciar la operación.

La legislación secundaria, que beneficiará a las instalaciones por debajo de 1 MWp no existen todavía, pero está en discusión entre las instituciones gubernamentales. En concreto, la posibilidad de una remuneración adicional y el aumento de precios de los certificados verdes para instalaciones residenciales por debajo de 30 kWp se está considerando.

Combinación de energías renovables

Rumania cuenta con una cartera equilibrada de instalaciones de generación de energía, incluida la nuclear, hidroeléctrica, carbón y plantas de gas como combustible. De acuerdo con los estudios realizados por el Ministerio rumano de Economía, Comercio y Medio Ambiente de negocios, tendrá un adicional de 20 GW de capacidad para el año 2035, con el fin de satisfacer la creciente demanda de electricidad, para de-carbonizar el sector eléctrico y sustituir el poder envejecimiento instalaciones de generación.

Las energías renovables son una opción lógica para esta de-carbonización. Notable desarrollo del sector eólico en Rumanía en los últimos dos años ha demostrado que esto es posible. Ahora es el turno solar.

El objetivo principal de Rumania es asegurar el cumplimiento con la energía renovable objetivos obligatorios según lo establecido en el marco de la Directiva 2009/28/CE relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables para el año 2020.

El país ha dado pasos importantes para alcanzar los objetivos para 2020 fijados por el gobierno en 2007, ya nivel nacional la estrategia energética rumano para el período de 2007-2020, aprobado por el Gobierno, establece el nivel de los objetivos nacionales en materia de las acciones de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el consumo final de la generación de energía eléctrica renovable.

Editado por Becky Beetz.

Ilko Iliev es el CEO de Inea Consulting, una empresa de energía renovable consultivo con sede en Varna, Bulgaria, y con puntos locales en Austria, Alemania, Reino Unido, Italia, Francia y Dubai.

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Electric consumption per inhabitant in kwh. 20...

Electric consumption per inhabitant in kwh. 2007/2008. (Photo credit: Wikipedia)

muchas de las dudas de los consumidores de energía eléctrica interesados en autoconsumir su propia energía tras comprobar que el Precio de la Luz sigue subiendo y el de la generación fotovoltaica sigue bajando.

A continuación publicamos las preguntas más frecuentes que sobre el autoconsumo instantáneo fotovoltaico se hacen los ciudadanos y que han llegado a nuestra Redacción de noticias:

1.- ¿Desde cuándo es legal promover instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo?

Desde el pasado 9 de diciembre de 2011 que entró en vigor tras promulgarse en el BOE el Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.

2.- ¿Existe alguna limitación legal a la hora de promover estas instalaciones?

Sí, concretamente existen tres fuertes limitaciones:
–    Potencia no superior a la de consumo y nunca superior a 100 kW
–    La conexión se ha de efectuar en la red interior del consumidor.
–    Ha de ser el mismo titular el de la generación que el del consumo, por lo que este tipo de instalaciones no son validas por ejemplo en comunidades de propietarios, ó instalaciones colectivas

3.- ¿Qué es lo que debe valorar el técnico electricista a la hora de proyectar una instalación de autoconsumo instantáneo?:

– En primer lugar ha de conocer cuál es la curva de demanda, es decir los kW/h que consume la instalación, para hacer coincidir esta curva con la de generación.
Si queremos tiempos de retorno de la inversión razonables debemos dimensionar las instalaciones para que viertan a la red lo mínimo posible; la explicación es muy simple, cada kwH que ahorro durante el día tiene un valor medio de 0,14 €/kWh ( tarifas 3.0A sector comercial), y en cambio cada kWh que vendo a la red tiene un precio medio de 0,06 -0,08€/kWh ( precio aproximado de pool durante el día), por lo tanto cuanto más vierta a la red  y venda al pool más deberé promediar el ahorro con el precio de venta a pool y por lo tanto mi término medio de ahorro bajará de 0,14 €/kWh aproximándose cada vez más al precio de pool y alargándose obviamente los plazos de retorno de la inversión.
En este punto ha de analizar si interesa ó no verter a red los excedentes de energía generados vendiéndolos a precio de Pool. En ningún caso la generación de la instalación fotovoltaica superará la potencia contratada en el inmueble objeto de estudio.

– En segundo lugar, y como punto no menos importante interesa que se reuna con la Eléctrica Distribuidora para solicitar el punto de conexión y con la Junta de Industria de la correspondiente comunidad autónoma para ver si han publicado algún procedimiento abreviado de autorización y legalización del Autoconsumo Instantáneo con venta a precio de Pool, como por ejemplo en Castilla León y Baleares las cuales cuentan con modelos de tramitación estándar.

– En tercer lugar, en la Memoria Técnica del Proyecto de instalación fotovoltaica se ha de señalar que el inversor estará conectado en la red interna del productor de tal forma que durante las horas en las que la instalación esté produciendo energía, esta se consuma en la instalación del productor sin pasar por el contador, reduciendo de esta forma el consumo eléctrico que el productor hace de la red.

De conformidad con el punto 3 del artículo 18 del Real Decreto 1699/2011: “Con carácter general, para las instalaciones conectadas a una red interior, los circuitos de generación y consumo habrán de ser independientes y estarán dotados cada uno de su correspondiente equipo de medida, instalados ambos en paralelo y en la misma ubicación.

En los casos en los que la instalación de producción vaya a vender exclusivamente la energía excedentaria, se permitirá la opción de instalar un único equipo de medida con registros de generación y consumo independientes. En este caso, se requerirá la suscripción de dos contratos de acceso, uno para generación y otro para consumo.

4.- ¿Qué tengo que hacer si quiero vender a la red el excedente de energía no consumido?
Para proyectar una  instalación  de Autoconsumo Instantáneo con venta a precio de Pool, cabe señalar que se hará como las genéricas de venta a red. Hemos de cursar el alta de instalación en el Registro de Instalaciones de Producción de Régimen Especial (RIPRE)  como se ha venido haciendo hasta ahora, convirtiéndonos en productores de régimen especial y autoconsumiendo la energía generada al instante a precio de pool (5cents€/kWh) en vez de los 16 cents€/kWh que cobra la comercializadora Eléctrica.

El autoconsumo instantáneo fotovoltaico ¿es igual de interesante para el sector industrial ó terciario que para el sector residencial?
Para el sector residencial o domestico la aplicación de energía solar que encaja es única y exclusivamente la del balance neto, ya que el productor es considerado como consumidor, no siendo obligatorio cursar su alta en el régimen especial, tributar por IVA, hacer declaraciones trimestrales, anuales, etc…

En cambio para el sector industrial o terciario encaja perfectamente la aplicación de Autoconsumo Instantáneo con venta a precio de Pool ya que la empresa propietaria de la instalación, ya cuenta con estas obligaciones tributarias de IVA, cuenta con licencia de actividades por parte del ayuntamiento, esta dada  de alta en hacienda por lo que tan sólo ha de incluir una factura más todos los meses en su contabilidad, y modificar el objeto social de los estatutos de la sociedad en el sentido de incluir la venta a red fotovoltaica, modificando el modelo 036 de alta de obligado tributario.

En este supuesto el productor deberá nombrar un agente comercializador, y en defecto de éste un comercializador de último recurso.

Asimismo, si tenemos en cuenta la curva de consumo en horas de producción solar, en el sector industrial ó terciario si interesa la aplicación de Autoconsumo Instantáneo con venta a precio de Pool, por coincidir el momento de consumo con el momento de la generación, mientras que en el sector residencial ó doméstico interesa más la compensación de saldos ó el neteo de electricidad producida – consumida, ya que la generación no coincide con el consumo en la mayoría de los casos.

5.- ¿Cuál es el potencial del autoconsumo instantáneo en los edificios de uso terciario ó industrial, y en los de uso residencial?

El acoplamiento o la capacidad de la energía solar fotovoltaica que se genera y que se consume en una vivienda normal puede llegar en torno al 30%. En cambio en una nave industrial puede llegar entre el 50% y el 70% en función de su curva de consumo”.

6.- ¿Cuánto cuesta una instalación fotovoltaica de autoconsumo instantáneo?
El coste de la instalación dependerá básicamente de la demanda energética con el que cuente el inmueble, y de la calidad de los materiales a instalar, que básicamente lo constituyen los módulos fotovoltaicos, el inversor, el cableado y la estructura de soporte.


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Wikiproject Logo of the Community of Madrid. Logotipo del wikiproyecto de la Comunidad de Madrid. (Photo credit: Wikipedia)

El objetivo es desgranar el “complejo” sistema implantado en el ámbito europeo para dar cumplimiento a los compromisos del Protocolo de Kyoto

La Comunidad de Madrid ha lanzado una ‘Guía para la ampliación del comercio de los Derechos de Emisión de Gases de Efecto invernadero’, dirigida a empresas afectadas, ayuntamientos y otras administraciones, así como entidades verificadoras, ha informado el Gobierno regional.

El objetivo es desgranar el “complejo” sistema implantado en el ámbito europeo para dar cumplimiento a los compromisos del Protocolo de Kyoto y continuar con la labor de apoyo a las instalaciones que se han llevado a cabo desde 2005.

Esta iniciativa se enmarca entre las actuaciones de la Estrategia de Calidad del Aire y Cambio Climático de la Comunidad de Madrid 2006-2012 o Plan Azul, en el marco de la difusión activa de la información por parte de las administraciones públicas.

En la región son más de 30 instalaciones las afectadas por este régimen dentro del cual se engloba un porcentaje considerable del total de emisiones de gases de efecto invernadero. Tras siete años de implantación de esta normativa, la guía realiza una revisión general y particular sobre la situación de la aplicación regional del régimen.

 La Unión Europea se ha decidido a revisar en profundidad la normativa aplicable a esta materia de cara al periodo 2013-2020 tras su aplicación en los dos primeros periodos 2005-2007 y 2008-2012. Por ello, se analiza el camino transcurrido y se explican las principales novedades legales así como las previsiones en que se concretarán para la región dichas novedades.

La guía analiza las principales características de los gases de efecto invernadero, su dinámica de funcionamiento, las novedades regulatorias a partir de 2013, los registros de derechos de emisión, y los mercados de carbono, otro punto de máximo interés para empresas, corporaciones locales y entidades verificadoras, creados como herramienta para que las emisiones de gases de efecto invernadero se regulen por sí mismas al obtener las empresas beneficios económicos en la reducción de emisiones.

La guía, editada por la Consejería de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio, que dirige Borja Sarasola, contiene además un CD con la misma información en formato digital con el fin de facilitar su difusión.


English: Energiepark Lauingen (Abschnitt I)

English: Energiepark Lauingen (Abschnitt I) (Photo credit: Wikipedia)

Poland is set to approve renewable- energy laws that may spur a 100-fold increase in solar-power capacity next year, just as the rest of Europe scales back.

The country that has 3 megawatts of solar capacity may build as much as 400 megawatts next year if the renewables bill comes into effect on schedule in January, said Stanislaw Pietruszko, the head of Poland’s photovoltaic association. Neighboring Germany has 30,000 megawatts installed.

The east European nation is seeking to lure investors that have turned away from Germany, Italyand the U.K. after cash- strapped governments cut subsidies for clean-energy projects. Poland, which gets about 85 percent of its power from coal-fired plants, is poised to join Ukraine in offering some of Europe’s highest solar subsidies as its economy grows.

“The proposed rates are very good, higher than those in Germany,” Pietruszko, who is president of the Polish Society for Photovoltaics, said in an interview.

Prime Minister Donald Tusk’s government is seeking to double the share of energy provided by clean sources by 2020 and plans to triple support for large solar plants through a green- certificate program starting in January, the final draft of the bill shows. It will also introduce feed-in tariffs, or premium rates paid for renewable power, for small projects.

Government Plan

The government proposes paying tariffs of as much as 1.30 zloty (41 cents) for projects of less than 100 kilowatts until 2027. Larger plants will qualify for as many as 2.85 green certificates per megawatt-hour over 15 years. Each tradable certificate, which utilities are obliged to buy, averaged 248.6 zloty a megawatt-hour last month.

“If effective from January, the tariffs could lead to at least 300 to 400 megawatts in applications for plants that could be built by year-end,” Pietruszko said.

Poland, which has already developed a wind-power market with about 2,300 megawatts in capacity, has no utility-scale photovoltaic plants operating even though its solar radiation is similar to that in Germany, Europe’s largest solar market.

German developers such as Gehrlicher Solar AG and Conergy AG (CGYK) are preparing to tap the Polish market once the new rules come into effect. Chinese companies are also “on the starting blocks,” according to Pietruszko.

“The Polish market will definitely be very interesting once feed-in tariffs and green certificates are approved,” Antje Stephan, a spokeswoman for Hamburg-based Conergy, said by e-mail. “We’ve already started establishing our local network.”

Stable Economy

Poland is “interesting” given its proximity to Germany, its political and economic stability and high prices for electricity, said Stefanie Biala, Gehrlicher Solar’s director of project development.

Some investors aren’t waiting for the energy legislation to be approved. Unam, a Polish maker of metal tools, is about to start building a 70-megawatt solar park in Zlotow. It will begin preliminary work on the project next month for local developer Smart Eco-Wind, said Anna Jarka, a spokeswoman for Unam.

Poland’s Economy Ministry said it aims to approve the renewables bill along with two others for energy and gas by January. The draft has been sent to a government committee and needs to be approved by the whole Cabinet before being sent to the parliament, Iwona Dzygala, an Economy Ministry spokeswoman, said by phone. “Our priority is that draft comes into force next year,” she said.

Delay Possible

The bundling of three bills probably will lead to a delay that could push back the legislation until the middle of 2013, said Pietruszko.

Feed-in tariffs led to a boom in renewables projects in European countries such as Germany, the U.K., the Czech Republic and Spain. Poland is following the example of Britain, which introduced a dual system of green certificates and premium-rate tariffs. Romania is one of few European countries to use certificates only.

“Many expect a delay to the introduction of the law to as late as January 2014,” said Martin Simonek, an analyst at Bloomberg New Energy Finance in London. “However, the market is already buzzing with developers securing land and permits. So once it’s approved, if terms remain favorable, we’ll see a surge in installations.”

Some of the rules in the draft would establish a stable solar market, he said. These include a renewables surcharge akin to that in Germany, requiring consumers to cover the higher prices utilities need to pay for clean electricity, and fixed annual cuts for solar tariffs of 5.5 percent.

‘Catch Fire’

“The proposals will definitely ignite a new solar market, even if it may be slow to catch fire properly for large-scale projects due to slow permitting,” Simonek said. “The returns available and the proximity to experienced developers and contractors in Germany should allow for several hundred megawatts per year, at the very least.”

While the latest draft introduces a 10-megawatt limit on solar plants, there’s no cap on total installations. The Economy Ministry has forecast 50 megawatts of solar capacity in the first year and 600 megawatts by 2020, according to the photovoltaic association.

“The ministry expects 50 megawatts, but in my opinion it will be much, much more,” Pietruszko said. “This capacity will go immediately and I don’t know what the ministry will do if installed capacity exceeds 50 megawatts next year.”

The government and industry will have to work together to avoid a boom-and-bust scenario like those seen in the Czech Republic and Spain, he said. Costs and subsidy cuts in much of Europe will compound the effect of the financial crisis to reduce the pace of installations in most countries next year, according to New Energy Finance.


Sello Nacional de Rumania

Sello Nacional de Rumania (Photo credit: Wikipedia)

El sistema bancario rumano es capaz de financiar tanto proyectos sencillos como los grandes proyectos, a pesar de la crisis económica mundial, dijo el martes el presidente de la Asociación de Bancos de Rumania y el presidente de CEC Bank, Radu Gratian Ghetea.

“No hay proyecto de gran envergadura que se pueda hacer sin crédito. Si bien estamos en una crisis global, aunque hay bastantes preguntas sobre el futuro, podemos decir con certeza que el sistema bancario rumano es capaz de financiar tanto proyectos sencillos, proyectos por ejemplo al nivel de las PYME como grandes proyectos.

No es público, pero cada vez que hay un gran proyecto y se organiza la subasta, deben saber que es una sorpresa muy grande cuando se mira para ver cuantos bancos ofrecen a realizar ofertas para este proyecto, un proyecto que dura 10 – 15 – 20 años, así que el reembolso se realiza en un proyecto a largo plazo, que se mide en decenas de millones de euros Y yo digo que existe un muy grande apetito por esto”, dijo Ghetea, en un seminario sobre la colaboración público-privada.

En su opinión, los bancos sin duda van a participar en los proyectos que se lanzarán en el PPP, mientras que el interés de los bancos en esta inversión se presentó antes de la ley de la asociación público-privada.

“Es difícil de conseguir, a nombre d ARB, mi compromiso que todos los bancos participen en todos los proyectos que se pondrán en marcha, pero hay algunos elementos que me permiten decir que esto va a suceder, aunque no tengo el mandato de decir lo que voy a decir a continuación. ¿Por qué estoy seguro de que esto va a pasar? Nuestro interés surgió mucho antes de la ley, el interés de los bancos no sólo de Rumania sino de los bancos extranjeros que tienen más conocimiento de este tipo de proyectos”, dijo el presidente de ARB.

Reiteró su convicción de que los bancos estarán interesados en estos proyectos, aunque se plantean dudas sobre su interés en Rumania.

“Estoy convencido de que los bancos vienen, incluso si hay un momento en que se plantean las cuestiones sobre el interés de los bancos en Rumania. Mi respuesta es que los bancos están muy interesados en Rumania”, subrayó Radu Ghetea.

En este contexto, puso un ejemplo del período 1998-1999, cuando Rumania estaba cerca de la bancarrota, y los bancos han expresado su interés en el país.

Ellos estaban interesados en Rumania durante tiempos más difíciles – y me refiero a los años 1998 – 1999, cuando Rumania estaba al borde del colapso financiero, que no podía pagar una pequeña cantidad, si nos referimos al tamaño de las deudas de los países en este momento. En junio de 1999, Rumania no pudo pagar una deuda de cien millones de dólares y pico. Entonces me di cuenta, hablando de un período de 13 años, que este país tiene algo que atrae a la banca internacional. Y esto es la falta de infraestructura, falta de vivienda -y así fue cuando apareció el prograna el “primer hogar” en plena crisis, la falta de muchas cosas que los rumanos desean y no las tienen simplemente por que no pueden soportar ellos mismos de su propio bolsillo, sino con la ayuda de los bancos, los costos de un sueño, de un proyecto”, concluyó el presidente de ARB.

Radu Gratian Ghetea asistió el martes al lanzamiento del programa “Dinero para Rumania a través de PPP”. El evento contó también con la presencia del primer ministro Emil Boc.


Paisaje y Cielo de Rumanía

Paisaje y Cielo de Rumanía (Photo credit: Sergio Moral)

Rumanía está directamente vinculada a una de las necesidades del país de los Cárpatos: encontrar la autonomía energética. Rumanía  cuenta con yacimientos de gas natural y petróleo que aportan un porcentaje significativo del consumo diario, pero para cubrir la totalidad de la demanda el país está obligado a importarlos, principalmente de Rusia.

Para tratar de reducir la dependencia de factores externos, se ha impulsado la generación en plantas de energía nuclear e hidroeléctrica, y entre ambas clases proporcionan un 45% de la energía consumida en el país.

Además, el país cuenta con un sector industrial que aporta el 35% del PIB nacional y que se encuentra en plena fase de modernización de sus antiguas instalaciones.

Además, Rumanía es uno de los países incluidos en la estrategia de desarrollo de la UE para la zona del Danubio y del Mar Negro. Ello ha conseguido mejorar el estado general de la economía nacional que, según datos oficiales, fue en 2010 el primer país de la UE con la mayor proporción de la inversión pública del PIB, con un porcentaje de 5,8%.

Rumanía apuesta por el gas del Mar Negro frente a la dependencia de Rusia

Bucarest, 3 nov (EFE).- Las grandes reservas de gas descubiertas recientemente en el Mar Negro reducirán en los próximos años la dependencia energética de Rusia que cada invierno viven Rumanía y otros países de la región como Bulgaria o Hungría.

Así lo esperan las autoridades rumanas y lo prevén especialistas en temas de energía de medios públicos y privados, después de que la compañía energética austríaca OMV anunciara en octubre la existencia de “reservas enormes” en el Mar Negro.
OMV y la americana Exxon habrían encontrado, sólo en el perímetro rumano que explotan, entre 42.000 y 84.000 millones de metros cúbicos de gas natural, una cantidad suficiente para garantizar el consumo de Rumanía durante cuatro años.
Es sólo una porción de la zona rumana, a la que hay que añadir los 100.000 millones de metros cúbicos que, según los expertos, podrán extraerse de aguas territoriales búlgaras, además de lo que pueda encontrarse en el área perteneciente a Ucrania.
OMV, Exxon, Schell y Total son algunas de las compañías con concesiones en estos dos países.
Rumanía importa en estos momentos de Rusia un 20 % del gas que consume, pero las reservas nacionales conocidas -situadas en tierra firme- se van agotando.
Bulgaria y Ucrania dependen también de Rusia para satisfacer su demanda de gas.
La explotación de las reservas del Mar Negro podría empezar al final de esta década y daría un giro brusco a la situación para Rumanía y sus vecinos.
“Rumanía tiene la perspectiva de la independencia energética total”, ha asegurado el presidente del país, Traian Basescu.
De la misma opinión es Mariana Gheorghe, director general de la filial rumana de OMV, Petrom.
En una entrevista en la cadena ProTV, Gheorghe advirtió sin embargo de que la independencia energética sólo será posible si el Estado cumple sus obligaciones de inversión en la infraestructura para extraer y transportar el gas.
Superar el proteccionismo del mercado energético rumano es otra de las asignaturas pendientes para aprovechar el potencial del Mar Negro, asegura en unas declaraciones a Efe Otilia Nutu, una reputada consultora en temas energéticos.
Según Nutu, los precios a los que el Estado obliga a las compañías a vender el gas en el mercado interno no haría rentable la explotación de las reservas del Mar Negro, mucho más costosa que la del gas que se encuentra en tierra firme.
“Estaba previsto que el mercado se liberalizara en 2007”, con la entrada de Rumanía en la Unión Europea, pero “estamos en 2012 y esto no ha ocurrido”, cuenta Nutu.
La liberalización supondría una subida de los precios para el consumidor rumano, pero el Estado ya baraja fórmulas para paliar los efectos sobre la población.
“En lugar de tener tres fuentes de gas como tenemos hoy, tendremos seis o siete durante diez, quince o veinte años”, afirma Nutu.
Recuerda la importancia del gasoducto Nabucco, un proyecto europeo que pretende llevar gas del Caspio y Oriente Medio a toda la Unión Europea (UE), y de AGRI, el conducto proyectado por Azerbaiyán, Georgia y Rumanía.
Estos dos conductos fomentarán la exportación de las reservas del Mar Negro, lo que ayudaría a reducir la dependencia de Rusia de toda Europa Oriental y Central.
Más allá de los miedos históricos a Moscú muy presentes en la región, Nutu ve la posición rusa en términos meramente económicos.
“Un monopolio abusará siempre de su posición, el comportamiento de Rusia es perfectamente racional para extraer el mayor beneficio de la situación”, explica Nutu.
Aunque aún no se manejan cifras sobre las posibles reservas, el descubrimiento de gas natural podría ir acompañado de petróleo.
“En general, donde exista una hay grandes opciones de que exista también la otra”, asegura la consultora.