Medidas de mejora de eficiencia energética en viviendas y empresas de bajo coste

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Mejorar la eficiencia energética de un negocio o una vivienda no siempre implica grandes inversiones. Es más, en la mayoría de los casos con muy pequeños desembolsos económicos pueden conseguirse reducciones en la facturación espectaculares.

Además, la mayoría de estas medidas pueden realizarse por el propio usuario o contratando los servicios de un asesor energético a bajo coste. Pasamos a describir algunas muy interesantes:

1. La sustitución de las luminarias por otras más eficientes es imprescindible y la base de un sistema energético más económico. Seguir utilizando las tradicionales lámparas incandescentes no tiene hoy en día ningún sentido práctico. Por lo tanto, deben sustituirse por bombillas de bajo consumo.

En el mercado existen dos tecnologías de iluminación eficientes, las lámparas fluorescentes y las LEDs. Estas últimas cada vez se están utilizando en mayor medida debido a que son las que menos consumen, no tienen materiales tóxicos, se encienden de inmediato incluso a muy bajas temperaturas, son las que más duran y su mantenimiento es nulo.

2. La utilización de temporizadores y detectores de movimiento en estancias que no se utilicen todo el tiempo, como almacenes, aseos y archivos, reduce considerablemente el consumo energético del inmueble. Además estos dispositivos son de muy fácil instalación y prácticamente no requieren obras.

3. Cada actividad que se realice en una estancia requiere unas necesidades lumínicas. Por este motivo es importante adaptar cada espacio según las funciones que se vayan a desarrollar en él. El Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético (IDAE) ha publicado una guía que puede ser utilizada para realizar estos cálculos. Se encuentra disponible en la siguiente dirección web: 

http://www.idae.es/uploads/documentos/documentos_5573_GT_iluminacion_oficinas_01_dacd0f81.pdf
 

Como vemos, la aplicación de medidas de eficiencia energética, no implican en la mayoría de los casos, conocimientos profundos de ingeniería o grandes desembolsos económicos. Sólo es necesario planteárselo estratégicamente y articular los mecanismos para que la empresa lo incorpore a su rutina empresarial

Políticas neoliberales para el sector energético español

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Al gobierno de cualquier país le interesa tener controlados sus sectores claves, a saber: sector financiero, energético, infraestructuras y telecomunicaciones. Han sido tradicionalmente monopolios estatales y NINGÚN gobierno va a permitir injerencias en estos sectores.

Las políticas neoliberales de preguerra y posguerra hicieron que se privatizaran con el objetivo de obtener ingresos públicos, ya que al ser empresas tradicionalmente muy rentables siempre han tenido buenos compradores. Pero una vez vendidas no realizan una gestión independiente. Se crea de esta forma un vínculo, un matrimonio, entre la empresa privatizada y el gobierno que se mantiene de forma indefinida.

Al gobierno quiere que la gestión sea 100% efectiva, en caso contrario podrían perder unas elecciones (el coste es secundario, lo van a pagar los ciudadanos sin darse cuenta a través de impuestos directos e indirectos) y las compañías privatizadas quieren seguir llevándose bien con su marido-mujer no vaya a ser que pida el divorcio (nacionalización de la empresa).

Se ha creado un vínculo más fuerte que el que existía en la edad media con los matrimonios pactados entre reyes. Como tres son multitud los ciudadanos no están invitados al idilio.

Pero ahora se han encontrado con un problema que no saben como resolver. Los ciudadanos tienen capacidad para independizarse, en el caso energético, y no aceptar las normas impuestas. Al principio eran unos cuantos hippies, pero cada vez son más y amenazan con desestabilizar el oligopolio que tan buenos beneficios han reportado a las grandes familias influyentes de cualquier país. Como un animal herido, el gobierno, saca todo su arsenal legislativo, ya se están proponiendo multas mínimas en España de seis millones de euros para el incauto que instale un panel solar en su vivienda sin declararlo.

Está claro que los ciudadanos debemos unirnos y movilizarnos a favor de un modelo energético más sostenible. No debemos excluir a nadie en este nuevo modelo, todos son bienvenidos pero en igualdad de condiciones. Nadie va a dejar de pagar sus impuestos, si son justos y proporcionados, lo que no debemos permitir es que con el dinero de todos se lucren unos pocos.

RDL 2/2013. Medidas urgentes para el sector eléctrico

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Se ha publicado un nuevo Real Decreto Ley que esta vez no ha pillado por sorpresa a los productores energéticos acogidos al régimen especial de producción de energía eléctrica (cogeneradores y la mayoría de las renovables).

Y digo que no ha pillado por sorpresa, no porque la medida sea lógica, sino porque desde hacía meses ya se conocían las intenciones del gobierno. Un gobierno que en una huida hacia ninguna parte se ha fijado un único objetivo en su política económica: el recorte. Da igual el daño que se genere hoy. Todo se hace por el bien general, para conseguir crecer en el futuro, porque es necesario y porque no queda otra opción. Sin embargo, para tener futuro hay que tener un presente y este nuevo recorte implica que muchas familias y empresas no tendrán derecho a este presente.

En la exposición de motivos del RDL se dice textualmente:

La alternativa que se plantea (a este nuevo recorte) sería un nuevo incremento de los peajes de acceso que pagan los consumidores eléctricos. Esta medida afectaría de manera directa a las economías domésticas y a la competitividad de las empresas, ambas en una delicada situación dada la actual coyuntura económica.

Lo que ocurre, en este y en la mayoría de los casos, es que a quien se dice que se quiere proteger (familias y empresas) es a quien se está perjudicando, ya que fueron muchas las familias y pequeñas empresas que apostaron por realizar instalaciones energéticas renovables (fotovoltaicas la mayoría) y ven ahora como el ingreso que le reporta su instalación renovable no le da para cubrir ni siquiera los costes de mantenimiento y financiación, por lo que la mayoría de estas instalaciones entrarán en quiebra.

El RD 661/07 fijaba un compromiso estatal de ajustar, todos los años, el precio de la tarifa eléctrica que cobraban los productores a la evolución del IPC. Esta obligación se ha anulado con la publicación del nuevo RDL 2/2013. En su lugar, para realizar el cálculo de la actualización anual se eliminará del índice general (IPC), la subida de precios originada por los alimentos no elaborados y por los productos energéticos.

Toda una paradoja, se elimina para el cálculo de la actuación de la tarifa que van a cobrar los productores de energía eléctrica en régimen especial, la subida de precios que en el sector de productos energéticos se ha producido durante ese año.

Este índice que a partir de ahora se utilizará para el cálculo de la actualización de la tarifa tradicionalmente se ha conocido como “IPC subyacente”, que no es más que una eliminación de la subida de precios de ciertos bienes y servicios utilizados en el cálculo del IPC general. Esta inflación subyacente generalmente siempre está por debajo del IPC general, con lo que la disminución, una vez más, de ingresos para los productores energéticos adscritos al régimen especial está garantizada.

El texto completo de la norma puede descargarse desde:

http://www.boe.es/boe/dias/2013/02/02/pdfs/BOE-A-2013-1117.pdf

Autoconsumo eléctrico versus Balance Neto eléctrico

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Termina el año 2012 y quedan pendientes dos Reales Decretos fundamentales para el desarrollo de energías renovables y eficiencia energética en España. En el tintero queda la aprobación del RD de eficiencia energéticas en edificios que transpondría la Directiva 2010/31/CE de consumo energético casi nulo en edificios y el RD de autoconsumo eléctrico y balance neto por el que se regularían las instalaciones renovables en viviendas y empresas para autoconsumo y balance neto.

Llegados a este punto es importante explicar las diferencias entre autoconsumo y balance neto que son muy sutiles pero hay que tenerlas en cuenta ya que los conceptos son distintos.

El autoconsumo es posible para el consumidor. Este puede tener una instalación renovable en su vivienda o empresa que no esté conectada a la red eléctrica, consumiendo toda la energía producida. Si está conectado a la red también consumirá toda la energía que su instalación produzca cuando esté en funcionamiento. Pero ¿qué ocurre durante la noche o cuándo se está produciendo electricidad que no es está consumiendo (vivienda vacía y alta radiación solar).

En este caso, la legislación no permite que el usuario pueda realizar un aprovechamiento energético adecuado ya que no podrá verter la energía eléctrica excedentaria a la red y cobrar por ella. Aquí entra en juego el concepto de balance neto. Por este motivo es imprescindible que se legisle en España esta opción de conexión a la red eléctrica.

El Balance Neto implica que si durante el día, por ejemplo, estoy generando más energía de la que estoy consumiendo, ese excedente pasa a través del contador del usuario a la red eléctrica minorando su factura a final de mes. Si durante la noche tiene necesidad de consumo energético y la instalación no está produciendo energía eléctrica, consumirá según su necesidad directamente de la red eléctrica.

Por lo tanto, las ventajas para los usuarios que libremente decidan realizar una instalación de este tipo en su vivienda, son patentes ya que el ahorro le permitirá amortizar la instalación renovable en un corto periodo de tiempo y este nuevo mercado generaría mucho empleo y crecimiento económico.

Primas y primas de referencia a las energías renovables

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Al productor de energía eléctrica, inscrito en el régimen especial, se le ofrece la posibilidad de vender toda su producción eléctrica a una tarifa regulada, o bien, acudir a mercado y obtener el precio marcado en el pool más una prima de referencia. 

Supongamos que un productor eólico que tiene en propiedad un parque de 50 MW de potencia, desea vender su producción a tarifa regulada. En este caso, como se indica en la tabla obtendría 7,3228 c€/kWh producido (73,22 €/MWh). Este importe es el de salidad marcado en el año 2007, actualmente se ha actualizado teniendo en cuenta la subida del IPC. Si la producción de ese parque eólico es de 125.000 MWh/año la facturación que se realizaría sería por importe de 9.152.500 €.

Este productor podría optar, en el momento de iniciar su actividad de generación de energía eléctrica, por acudir a mercado. En este caso optaría a una prima de referencia de 2,921 c€/kWh, aparte del precio que cobrara en el pool cada día. Sin embargo, esta prima no es fija, es variable dependiendo del mercado. Además, el legislador le garantiza un suelo 7,1275 c€/kWh producido.

Supongamos, ahora, que el precio de mercado, para un día determinado, asciende a 3,69 c€/kWh. El productor eólico recibiría esos 3,69 c€ más el valor de la prima de referencia, 2,92 c€, lo que supone 6,61 c€/kWh inyectado en red. Como este valor es inferior al suelo marcado, la prima deberá incrementarse hasta los 7,12 c€, lo que implica 0,51 c€. A este valor habría que sumarle la prima de referencia, 2,92c€, por lo que finalmente obtendríamos un importe de 3,43c€.

Finalmente, el productor eólico, recibiría 3,69 c€ más 3,43 c€, lo que significa una remuneración por kWh vertido a la red de 7,12c€.

Evolución de la potencia y producción de enegía eléctrica en España

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En España la sustitución del carbón por gas natural, para la producción de enegía eléctrica, ha continuado año tras año, registrándose a partir de 2007 un decrecimiento de la producción de energía eléctrica por este primer sistema espectacular. Sólo las fuertes subvenciones que durante 2011 recibió el sector de la minería del carbón en España, han originado un ligero incremento en la producción de energía eléctrica por este medio y durante este año.

Por lo tanto, es posible que la mayor producción eléctrica a partir de combustibles fósiles, el crecimiento más lento de la producción eléctrica a partir de fuentes renovables y la disminución de la producción eléctrica mediante energía nuclear – a medida que las centrales nucleares empiecen a estar fuera de servicio – propicie un aumento de las emisiones de dióxido de carbono para los próximos años.

La evolución en España ha sido muy representativa. Partíamos a principio de la década con un mix energético que podríamos considerarlo tradicional que se ha modificado sustancialmente en muy pocos años.

Si analizamos el gráfico, comprobaremos como las plantas térmicas de carbón y las centrales hidráulicas ocupaban los puestos de cabeza con un porcentaje del 48% de toda la potencia eléctrica instalada en el país antes del año 2006, siendo remplazados a partir de este año por las plantas de ciclo combinado y los parques eólicos que significan el 44% de la total potencia eléctrica instalada en 2011.

Si realizamos un análisis de la producción de energía eléctrica en ese mismo periodo los resultados no son menos curiosos. A principios de la década la mayor producción eléctrica provenía de las centrales térmicas de carbón y de las centrales nucleares que producían el 66% de toda la electricidad que demandaba el país.

Desde el año 2007 las centrales de gas de ciclo combinado han ocupado el primer puesto en el ranking por productores de energía eléctrica en España, pero descendiendo por debajo de la producción de las centrales nucleares en 2011. Estas dos tecnologías son las responsables de la generación del 40% de toda la energía eléctrica consumida en España en ese año. En el gráfico de abajo detallamos esta evolución.

La constancia en la producción de energía eléctrica por parte de las centrales nucleares, se debe más a la dificultad de gestionar esta tecnología, que a su fiabilidad. La dificultad de conectar-desconectar en muy poco tiempo un generador nuclear hace que la potencia instalada tenga que estar siempre en funcionamiento, independientemente de la demanda existente en cada momento. Por este motivo es siempre la primera tecnología que puja en el mercado eléctrico ofreciendo toda su producción a 0 € el MWh. Las peculiaridades del mercado eléctrico español, harán que después reciba una remuneración por la energía vertida a red conforme el precio de subasta diario.

Deficit Tarifario eléctrico 2012

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Las eléctricas obtienen beneficios económico por su actividad, pero nunca es suficiente, siempre quieren ganar más. Con más de 28.000 millones de euros de beneficios en el sector se han permitido denunciar ante el Tribunal Supremo al Gobierno español por impago del Déficit de Tarifa de ese mismo año 5.000 millones de euros (una pequeña cantidad si consideramos el total acumulado hasta la fecha, más de 24.000 millones a finales de 2010 y según las últimas estimaciones, de otros 5.000 millones en 2011).

Al gobierno tampoco le ha venido mal la “escusa” para acometer las reformas que el sistema necesitaba y ahora están justificando la próxima subida en el precio de la luz argumentando que el gobierno tiene que cumplir la sentencia del Tribunal Supremo que le obliga a disminuir el Déficit de Tarifa del año pasado hasta los 1.500 millones de euros. Lo que no se explica es como las compañias eléctricas están obteniendo beneficios de 28.000 millones de euros y acumulan déficit de tarifa de 5.000 millones al año.

El RDL 14/2010 conocido como el de medidas urgentes para subsanar el déficit de tarifa del sistema eléctrico español, estableció unos topes de deficit tarifario anuales, superiores a los que en su día fijó el RDL 6/2009. Este último permitia un déficit anual de 3.500, 3.000, 2.000 y 1.000 millones de euros para los años 2009, 2010, 2011 y 2012 respectivamente. El RDL 14/2010, sin embargo, aumentó a 5.500, 3.000 y 1.500 el posible déficit durante los años 2010, 2011 y 2012. Ahora, la sentencia del Alto Tribunal exige que el déficit en 2011 de 5.000 millones, no debe reducirse hasta los 3.000 millones fijados en inicialmente, sino hasta 1.500 millones, como máximo. Por lo tanto, el gobierno deberá reducir este déficit en los 3.500 millones anunciados.

En la tabla de abajo se representa la evolución del déficit de la tarifa en los últimos años, asi como los techos marcados por el RDL 6/2009 y la modificación del mismo mediante el RDL 14/2010.

En muchos casos las compañías eléctricas argumentan es que el beneficio económico obtenido proviene de enagenaciones de activos, actividades empresariales distintas a las puramente eléctricas, etc. Como enseñan en los primeros años en cualquier facultad de económicas, sólo es posible obtener beneficio económico a largo plazo si trabajamos en un mercado monopolista u oligopolista, donde los precios vienen fijados a priori y el acceso a este mercado está limitado legalmente. Esta lección la tienen muy bien aprendida las eléctricas.

Mas información en entrevista radiofónica realizada al Ministro de Industria, comercio y turismo:

http://www.rtve.es/noticias/20120328/soria-bajara-costes-ademas-subir-luz-para-reducir-deficit-tarifario/511297.shtml

Nuevo blog en Wordpress

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La economía juega un papel primordial en todas las decisiones que en materia de energía se toman en todo el mundo. Los países conceden especial importancia a su independencia energética, a la protección del medio ambiente y a la sostenibilidad del sistema energético. No obstante, todas estas consideraciones están supeditadas a una variable clave para cualquier gobierno: la económica.

Con el objetivo de tratar los temas específicos relacionados con los aspectos económicos que influyen en las decisiones empresariales que se toman en relación con el sector energético, abrimos un nuevo blog donde de forma específica se estudiarán estos aspectos:

http://economiadelaenergia.wordpress.com/

En los actuales tiempos de crisis es fundamental analizar todas las variables que intervienen en la toma de decisiones finales relacionadas con nuevos proyectos. El RDL 1/2012, de moratoria renovable, abre nuevas posibilidades sólo para instalaciones que no estén conectadas a red. En este sentido, pequeñas instalaciones solares fotovoltaicas y térmicas, así como minieólicas pueden tener viabilidad siempre que la legislación se adapte a sus características específicas.

¿Qué pasará con la industria fotovoltaica en España?

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El jueves pasado, 31 de marzo, los representante de ANPER, AEF, ASIF y APPA se reunieron con el nuevo Secretario de Estado de Energía, Fabrizio Hernández que ha sustituido a Pedro Marín que tenía como objetivo dirigir IRENA.

Pedro Marín se ha quedado sin esta dirección y el gobierno de España con un palmo de narices. Los últimos años no han sido buenos para el Ministerio de Industria, la coyuntura económica, la crisis internacional y sobre todo su falta de previsión y mala gestión han contribuido a que se produzca esta circunstancia.

Finalmente la industria fotovoltaica tendrá que aceptar los dictámenes del nuevo RDL 14/2010. Seguirá teniendo, por suspuesto, el derecho al pataleo y ahora tocará presentar recursos, quejas, escritos de condena y publicaciones como ésta que denuncien lo que se está haciendo.

Sin embargo, lo más importante no es aferrarse a esta lucha, sino saber mirar al futuro con optimismo renovado. No importa lo dificil que sean las circunstancias, ni lo complicada que esté la situación para el sector. La nueva realidad del mercado está permitiendo que los costes de las instalaciones hayan disminuido considerablemente, mucho más de los que nos podíamos ni imaginar hace un par de años.

La filosofía que impregna las Energías Renovables es la de autoabastecimiento, la generación distribuida y la sostenibilidad energética de forma indefinida en el tiempo. El verdadero promotor fotovoltaico tiene estas premisas entre sus objetivos. Por lo tanto, la situación del mercado en la cual se alcanza prácticamente la paridad de red, por la disminución en el precio de adquisición de la instalación, permite hacer ahora más atractivas que nunca las pequeñas promociones solares, lejos de especuladores y empresarios interesados en una alta rentabilidad en el corto plazo independientemente de donde y en que se invierta.

El cambio de todo un modelo energético no es algo fácil. Nadie ha dicho nunca que vaya a serlo, pero la voluntad de los ciudadanos y empresarios debe ser clara y rotunda: queremos cambiar de modelo porque sólo de esta forma garantizaremos que nuestros hijos vivan en un mundo mejor y eso está por encima de políticos ineficaces, especuladores oportunistas, dirigentes de multinacionales que sólo miran su bolsillo y charlatanes de feria.

Ayudas a las renovables

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Cuando en todos los foros se habla de que las renovables son muy caras debido a las ayudas que reciben por parte de los gobiernos y que esta carestía tenemos que pagarla todos los ciudadanos, con lo que esto implica en la subida del recibo de la luz, de impuestos directos e indirectos, etc., ahora la Agencia Internacional de la Energía, en su informe World Energy Outlook 2010 deja claro que no es así.

Efectivamente, si sumamos subsidios, primas e incentivos que reciben los combustibles fósiles en todo el mundo comprobaremos que se han beneficiado de un importe de cercano a los 320.000 millones de dólares en 2009. En el otro lado de la balanza tenemos las ayudas que han recibido las renovables, cuyo importe ascendió a 41.000 millones para ese mismo año.

Esta misma semana nos hemos enterado que el futuro decreto sobre el régimen especial para la producción de energía eléctrica, ya tiene el visto bueno del Ministerio de Industria. No se conocen los detalles del mismo, pero la gran energía perjudicada será, con todo seguridad, la fotovoltaica. La eólica y la termoeléctrica podrían haber pasado el trámite de forma ¨decente" aunque la rebaja en las primas será tambien segura.

La aportación económica que un país realice a una tecnología es el reflejo de la voluntad que tiene en invertir en desarrollo futuro o mantener estructuras industriales y energéticas pasadas. Por este motivo, la apuesta debe ser clara. Ayudas se conceden a todas las formas de producción energética, decidir a que formas se concederán el mayor porcentaje de los fondos disponibles será la diferencia que determinará la velocidad en el cambio del actual modelo energético.

El déficit tarifario en España

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Por déficit tarifario en España, se entiende la diferencia entre la recaudación por las tarifas reguladas que fija el gobierno y que pagan los consumidores y los costes reales asociados a dichas tarifas. Está produciendo graves problemas que, en el contexto actual de crisis financiera internacional, está afectando profundamente al sistema y pone en riesgo, no sólo la situación financiera de las empresas del sector eléctrico, sino la sostenibilidad misma del sistema.

Con la Ley 54/1997 se establecía la paulatina liberalización del sector eléctrico en España que concluyó el 1 de enero de 2003. Esta liberalización se ha producido en el mercado mayorista (grandes consumidores) pero no ha terminado de implantarse al mercado minorista que sigue intervenido mediante la atribución que el RDL 6/2009 le permite gracias a la denominada tarifa de último recurso. Esta tarifa a la que se acogen prácticamente todas las familias españolas (potencia inferior a 10 kW), está intervenida por el gobierno y su evolución depende de intereses políticos.

El RDL 6/2009, además, tiene como principal objetivo reducir el déficit tarifario que desde la aprobación de la Ley 54/1997 del sector eléctrico viene incrementándose año tras año.

Otro aspecto que considera este Real Decreto Ley está relacionado con la creación del bono social que tiene como objetivo proteger a los consumidores con unas rentas más reducidas para que no se vean perjudicados en cuanto al acceso del suministro eléctrico.

El Real Decreto Ley establece una hoja de ruta para eliminar el déficit tarifario desde su publicación y hasta 2013, fecha fijada como tope para su eliminación definitiva. De esta forma en el año 2009 el déficit no debía superar los 3.500 millones de euros, en 2010 3.000 millones, en 2011 2.000 millones y en 2012 1.000 millones. Desgraciadamente la realidad ha sido bien distinta y a principios de 2010 el déficit de la tarifa se elevaba a 4.616 millones de euros. Según el compromiso del gobierno la tarifa tendría que haber subido durante 2010 para ajustar esa diferencia. Sin embargo, no se produjo como hubiera sido deseable y necesario.

Este incremento del déficit ha venido condicionado por el anormalmente bajo precio que se impone a la tarifa de último recurso que no refleja el coste real de la producción de energía eléctrica. Por lo tanto, es anterior a las primas que se están concediendo a las energías renovables y no es achacable únicamente a estas.

Además, el incremento del precio del barril del petróleo y de la tonelada de CO2 emitida a la atmósfera , especialmente en el año 2007, no se repercutió en el precio que el consumidor pagaba por lo que hizo que el déficit se incrementara aun más.

Está claro que es necesario un incremento en el precio de la tarifa eléctrica de último recurso y una planificación energética a largo plazo que elimine todas las plantas de producción de energía eléctrica mediante carbón (excesivamente subvencionado y contaminante) que con más de 11.000 MW de potencia instalada (un 12% del total del sistema eléctrico español cifrado en 95.000 MW con todas las tecnologías) contribuye a que exista una sobrecapacidad del sistema eléctrico. Otro de los lastres importantes que se ha venido originando en los últimos años.

Coste de la energía eólica offshore

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La energía eólica offshore tiene su propia estructura de costes que se clasifican en los siguientes grupos:

1. Coste de cimentación. El coste de las cimentaciones por gravedad es bastante elevado. En parte por la gran cantidad de material necesario para su construcción y en parte por los costes de transporte hasta el emplazamiento definitivo. Esta ha sido una de las razones que ha declinado la balanza hacía las estructuras apilables (sobretodo las monopilotes). Un monopilote para las máquinas existentes en el mercado puede pesar sobre las 100 toneladas, pero la cimentación por gravedad implica un peso considerablemente mayor.

2. Coste de conexión eléctrica. Las conexiones eléctricas dentro del parque eólico suelen realizarse alrededor de los 11 kV, mientras que la conexión de salida se realiza dependiendo de la potencia total del parque eólico. Es muy probable que los cables de salida del parque eólico estén enterrados. Sin embargo, los cables de conexión entre aerogeneradores pueden estar al aire. No enterar, en el lecho marino, lo cables de conexión entre los distintos aerogeneradores puede originar accidentes en actividades pesqueras o de anclaje. Por este motivo se hace imprescindible enterrar todos los cables del parque eólico offshore. Se deberá, por lo tanto, asumir un coste adicional derivado de esta actuación.

El coste de conexión de un parque eólico offshore podemos estimarlo teniendo en cuenta la valoración media de los parques en operación. Alrededor de 250 euros/kW sería una valoración razonable, aunque variables como la longitud del cable y el proceso utilizado para enterarlo son claves en cuanto a la valoración final del coste.

La energía eólica marina puede suministrar grandes cantidades de energía a un coste más barato que muchas energías renovables. Sin embargo, su coste es mayor que el de la energía eólica en tierra. La justificación de estos mayores costes tiene relación con el incremento en el precio del cable de conexión del parque eólico hasta tierra. Esta partida implica un sobre coste en torno al 17-34% en comparación con los parques eólicos en tierra. El coste de la cimentación es un 30% mayor, a igual que el de operación y mantenimiento y los tratamientos aislantes de la turbina que originan un sobre coste del 20% . El desglose de costes para las instalaciones offshore se resume en:

- Turbina: 52%
- Cimentación: 16%
- Conexión eléctrica: 17%
- Electrónica: 6%
- O&M: 2%
- Planificación: 4%
- Varios: 3%

3. Coste de la turbina. El coste de la turbina incluiría el del aerogenerador más lo equipos auxiliares para su funcionamiento. Los costes de ingeniería y otros equipos estarían formados por el importe de la cimentación, la conexión eléctrica y los aparatos electrónicos necesarios para el correcto funcionamiento del parque.

4. Coste de planificación. En la planificación se incluiría la medición del recurso eólico, el Estudio de Impacto Ambiental y el análisis de rentabilidad del parque.

5. Por último, la partida de varios y O&M, estaría constituida por los costes financieros, seguros y actividades de operación y mantenimiento durante la construcción del parque.

Este desglose de costes difiere con el que podemos encontrar para parques eólicos en tierra, ya que en estos casos el coste del aerogenerador significa más de un 75% del coste total del proyecto (frente al 51% del parque eólico marino) y la obra civil y las conexiones difícilmente superan el 20% (frente al 40% del offshore).