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@KathrynPorter26 @JillBelch In Spain the environmental agency compensates for wolf attacks to cattle. Wind farms are considered an industrial site, which exonerates the env. Agency from compensations. Cases are not rare.

No, you are wrong Windfarms cause significant disruption with land given over to new roads to bring construction equipment in etc And it's the most expensive form of electricity imposing huge costs on consumers... Massive subsidies to cover the capital costs, huge costs of connections due to the low energy density, huge costs for backup and £billions per year in additional balancing costs And after that they actually not recycled. Most turbines end up in landfill Why are you making stuff up??

Almost every sentence here is wrong Wind farms allow farming to continue around them, their land footprint is small, &they produce the cheapest new electricity available Turbines are steel, concrete & copper, & much is reusable or recyclable Calling it a scam doesn’t make it one.

Extremes today meteoexploration.com/extremes/?utm_… Tmax: Tope de Coroa 27°C Tmin: Mount Logan -48°C Wind: Cerro San Lorenzo 155km/h Precip: Cerro Agassiz 99mm Snow: Cerro Agassiz 80cm

Potencial eólico medio hoy en la Península Ibérica: 15%. Esto significa que por cada 100 MW de capacidad instalada se podrá generar un máximo de 360 MWh en lugar de 2400 MWh #windpowerIB" target="_blank" rel="nofollow noopener">meteoexploration.com/es/energy/#win…

Mean Wind Power Potential today in the UK: 76% This means that for every 100 MW of installed capacity, maximum possible generation will be 1824 MWh out of 2400 MWh #windpowerUK" target="_blank" rel="nofollow noopener">meteoexploration.com/en/energy/#win…

Reduction in capacity factor in the EU due to increase in intermittent renewables and curtailment of more efficient traditional generators

Embalses en máximos históricos: cuando el relato climático hace aguas

Curioso. Los países con mayor cuota de solar y eólica tienden a tener la electricidad más cara. Lo muestran los datos de 126 países para 2024, cruzando la generación renovable (Ember) con los precios reales de electricidad (GlobalPetrolPrices): la correlación positiva es clara. ¿Por qué ocurre esto? Hay varios factores que se refuerzan entre sí. El primero es el problema de la intermitencia. El sol no siempre brilla y el viento no siempre sopla, lo que obliga a mantener en pie una capacidad de respaldo (gas, nuclear, hidroeléctrica) que se usa cada vez menos horas al año pero sigue siendo necesaria. El coste fijo de esa infraestructura se reparte entre menos horas de uso, encareciendo el kWh. El segundo es la red. Integrar grandes volúmenes de generación distribuida e intermitente requiere inversiones masivas en líneas de transmisión, almacenamiento y gestión de la red. Alemania, por ejemplo, lleva más de una década pagando una de las facturas eléctricas más altas de Europa en parte por este concepto. El tercero son los precios negativos y el despilfarro. Cuando hay mucho sol y viento a la vez, la generación puede superar la demanda, forzando precios negativos en el mercado mayorista. Esa energía sobrante que no se puede almacenar ni exportar es coste sin beneficio, y alguien lo acaba pagando. El cuarto son los impuestos y recargos vinculados a la transición. Muchos países financian las subvenciones a las renovables mediante cargos en la factura eléctrica, lo que eleva el precio final independientemente del coste de generación. Nada de esto significa que las renovables sean inútiles o que no tengan futuro. Pero sí sugiere que la narrativa de que "las renovables son la energía más barata" requiere muchos asteriscos cuando se traduce a la factura real del consumidor.

@SantiCalvo_Eco @UnivHesperides El factor de capacidad baja con el aumento de las intermitentes y la infrautilización del gas y el carbón para dar prioridad a las renovables

Extremes today meteoexploration.com/extremes/?utm_… Tmax: Tope de Coroa 27°C Tmin: Mount Logan -49°C Wind: Volcan Lautaro 148km/h Precip: Collahuasi 79mm Snow: Campo de Hielo Sur 55cm

Potencial eólico medio hoy en la Península Ibérica: 25%. Esto significa que por cada 100 MW de capacidad instalada se podrá generar un máximo de 600 MWh en lugar de 2400 MWh #windpowerIB" target="_blank" rel="nofollow noopener">meteoexploration.com/es/energy/#win…

Mean Wind Power Potential today in the UK: 29% This means that for every 100 MW of installed capacity, maximum possible generation will be 696 MWh out of 2400 MWh #windpowerUK" target="_blank" rel="nofollow noopener">meteoexploration.com/en/energy/#win…

Oil, coal and gas provide most of Spain's energy. And like the UK, energy consumption is falling, indicating economic decline.

The loss of capacity factor is even worse in Spain

Esto es un bulo: hoy no hay ninguna tendencia en la precipitacion en España

Springtime in the Cantabrian Mountains

Extremes today meteoexploration.com/extremes/?utm_… Tmax: Tope de Coroa 24°C Tmin: Denali -48°C Wind: Aconcagua 155km/h Precip: Mont Aiguille 50mm Snow: Mont Aiguille 44cm

Potencial eólico medio hoy en la Península Ibérica: 18%. Esto significa que por cada 100 MW de capacidad instalada se podrá generar un máximo de 432 MWh en lugar de 2400 MWh #windpowerIB" target="_blank" rel="nofollow noopener">meteoexploration.com/es/energy/#win…

Mean Wind Power Potential today in the UK: 19% This means that for every 100 MW of installed capacity, maximum possible generation will be 456 MWh out of 2400 MWh #windpowerUK" target="_blank" rel="nofollow noopener">meteoexploration.com/en/energy/#win…

Se ha publicado el informe final de ENTSO-E sobre el apagón del 28 de abril de 2025 y, desde Red Eléctrica de España, su presidenta Beatriz Corredor ha defendido que el documento “exonera” al operador del sistema, subrayando que no hubo responsabilidad directa y que la operación se ajustó a los procedimientos. El informe no reparte culpas. Pero sí describe cómo estaba operando el sistema: limitaciones en el control de tensión, respuesta insuficiente de potencia reactiva y, sobre todo, márgenes muy ajustados. Incluso recoge que se llegó a trabajar con rangos de tensión con poco o ningún margen de seguridad y que había capacidad reactiva disponible que no se activó a tiempo, agravando el incidente. Esto no describe un sistema robusto, sino uno operando al límite. Y la prueba más clara no está solo en el diagnóstico, sino en lo ocurrido después. Desde entonces, REE ha incrementado el uso de restricciones técnicas, interviniendo más en el mercado para garantizar la seguridad incluso cuando el precio no lo justifica. En la práctica, esto implica mantener centrales que en condiciones normales pararían o reducirían potencia por bajos precios, incluyendo ciclos combinados y nucleares, porque aportan estabilidad, control de tensión e inercia. Es decir, hoy el sistema se opera con más margen, más intervención y más prudencia. Este cambio no es solo perceptible en los datos. También ha sido descrito en análisis como el del Centro Peter Huber, que demuestra una operación del sistema eléctrico mucho más conservadora tras el apagón. Y aquí el relato de la “exoneración” se queda corto. Porque una cosa es que no haya una responsabilidad directa y otra ignorar lo que el informe sugiere y lo que muestran los hechos, que había margen para operar de forma más segura y no se estaba utilizando. Aquí es cuando cabe plantear una pregunta incómoda. Si antes se priorizaba una operación con menor intervención y ahora se fuerza la presencia de generación firme, ¿respondía solo a criterios técnicos o también a la presión política del Gobierno por maximizar renovables y minimizar la nuclear? Informe de ENTSO-E: …publicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-con… Informe del Centro Peter Huber: cdn.elperiodicodelaenergia.com/2025/10/68dcc3…