Alberto Berrueta, un investigador de la UPNA, aumenta las prestaciones de las baterías de litio en instalaciones de energías renovables

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Europa Press.- El ingeniero industrial de la Universidad Pública de Navarra (UPNA) Alberto Berrueta Irigoyen (Estella, 1989) ha propuesto en su tesis doctoral un nuevo método de gestión que permite obtener unas buenas prestaciones y preservar la vida útil de las baterías de litio, unos dispositivos que, conectados a una instalación renovable, almacenan la energía eléctrica generada.

Según señala en su tesis, las variaciones en la generación eléctrica con renovables, como la solar y la eólica, debido a la nubosidad y al viento cambiante, generan problemas de control en la red eléctrica. Berrueta considera que la tecnología de baterías de litio es un candidato con gran potencial para solucionar estos problemas, debido a la reducción de costes de fabricación, las mejores prestaciones y el mayor tiempo de vida que ofrecen los fabricantes.

«La instalación de fuentes de generación renovables es cada vez más importante a nivel mundial, y se prevé que esta tendencia continúe durante los próximos años», explica Alberto Berrueta, investigador del Instituto de Smart Cities (ISC) de la UPNA. Según añade, «la tecnología renovable ha superado en los últimos años diversos escollos tecnológicos y, tras conseguir un precio competitivo frente a las fuentes de generación convencional, el principal reto al que se enfrenta actualmente es la gestión de su generación variable debido a las fluctuaciones de la radiación solar o del viento. Por ello, la solución es acumular la electricidad generada en baterías de litio».

En su tesis doctoral, Alberto Berrueta ha investigado sobre los mecanismos físicos que rigen el funcionamiento de las baterías de litio y sobre su influencia en una batería que funciona conectada a una instalación renovable. El reto de este investigador ha consistido en desarrollar modelos matemáticos precisos del funcionamiento eléctrico, térmico y de la degradación de la batería, que ha integrado después en un optimizador matemático que calcula la mejor forma de gestionar la batería. «Si se utiliza de una forma demasiado intensa, se degrada más rápido. Por el contrario, si su uso es demasiado relajado, el beneficio obtenido es muy reducido. El algoritmo busca la solución de compromiso entre el beneficio obtenido de la batería y su degradación», señala.

Para las pruebas, llevadas a cabo mayoritariamente en los laboratorios del grupo de investigación INGEPER (Ingeniería Eléctrica, Electrónica de Potencia y Energías Renovables) dela UPNA, utilizó una batería de litio comercial de 5,3 kWh (kilovatios hora), desarrollada para su uso en sistemas renovables. Estas pruebas sirvieron para cuantificar la precisión de los modelos matemáticos desarrollados y validar su correcto funcionamiento.

El investigador explica que «mientras las grandes empresas como LG o Tesla continúan su frenética carrera por conseguir celdas más baratas y con mejores prestaciones con las que fabricar baterías, la vocación del grupo de investigación INGEPER, en el que me integro, es situarse a la cabeza de la investigación relacionada con los mecanismos de envejecimiento que afectan a las baterías de litio, así como el diseño de estrategias de control y de gestores de la batería o BMS, por sus siglas en inglés, que son herramientas clave para el desarrollo del sector de las baterías de litio en Navarra».

Las aplicaciones de estas investigaciones incluyen, entre otras, el desarrollo de optimizadores que permitan maximizar la rentabilidad de la inversión de grandes plantas eólicas y fotovoltaicas con baterías de litio mediante una gestión inteligente de su operación; el diseño de BMS para vehículos eléctricos ligeros (bicicletas o patinetes); la medición de las características más importantes de las celdas ofrecidas por diversos fabricantes para seleccionar las más convenientes para cada aplicación; o la reutilización de baterías procedentes del sector de la automoción, adaptándolas a los requisitos particulares de las plantas renovables.

Tras realizar su último año de carrera en la Universidad de Ciencia y Tecnología de Misuri (Estados Unidos), Alberto Berrueta se tituló en Ingeniería Industrial por la UPNA, donde, posteriormente, cursó el Máster en Energías Renovables: Generación Eléctrica. En 2013, se incorporó al grupo de investigación en Ingeniería Eléctrica, Electrónica de Potencia y Energías Renovables (INGEPER) de la institución navarra, donde trabaja en el área de sistemas de almacenamiento eléctrico. En el transcurso de su tesis doctoral, realizó una estancia de investigación de 6 meses en el Fraunhofer Insitute for Solar Energy Systems (Alemania), uno de los centros de investigación de referencia europea en el campo de los sistemas de almacenamiento y las energías renovables.

El nuevo doctor ha participado en varios proyectos de investigación, tanto de financiación pública como privada, y es coautor de 15 publicaciones en revistas y congresos internacionales. Asimismo, ha impartido seminarios en diversos cursos internacionales sobre renovables. Además, en 2015 fue uno de los fundadores de la asociación estudiantil Aperna (Asociación para la Promoción de las Energías Renovables en Navarra).

La comercializadora Gana Energía prevé que el precio mayorista de la electricidad termine 2018 con un incremento del 39%

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EFE / Europa Press.- La comercializadora de electricidad Gana Energía estima que 2018 se cerrará con un incremento del precio de la electricidad del 39% con respecto al año anterior, según indicó. Gana Energía ha precisado que la tendencia es que el precio de la luz, que viene incrementándose desde abril y que este mes de septiembre ha marcado máximos anuales, continúe subiendo hasta finales de 2018 e, incluso, parte de 2019, pudiendo alcanzar en el mercado mayorista los 81,45 euros el megavatio hora (MWh).

Según esta comercializadora, España es el país europeo con el precio de la electricidad más elevado antes de impuestos y el quinto, ya con impuestos incluidos. A juicio del socio director de Gana Energía, el actual sistema de subasta de electricidad, por el que se fija el precio de la electricidad en el mercado mayorista, no favorece al consumidor y considera que hay que hacer un cambio. En su opinión, un cambio regulatorio, el impulso a las renovables, la reducción de la dependencia energética de otros países y una mayor competencia ayudarían a reducir el precio en el mercado energético.

75,93 euros por megavatio hora

Por otro lado, el precio diario mayorista de la luz tocó un nuevo máximo anual, con una media de 75,93 euros por megavatio hora (MWh), según datos del operador del mercado ibérico (OMIE). Este repunte de precios ahonda así en la tendencia alcista del mercado eléctrico, el conocido como pool, superando de nuevo los 75 euros por MWh que ya había pulverizado el 12 de septiembre (75,39 euros por MWh).

La baja aportación de las energías renovables, especialmente de la eólica, al mix diario, unido al encarecimiento de los derechos de emisión de CO2 y del gas, derivado en este caso del alza del crudo, están contribuyendo a que se mantenga esta tendencia alcista en el precio mayorista de la luz, según indicaron fuentes del sector. El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante, al IVA y al Impuesto de Electricidad. El Gobierno congeló para 2018, y por quinto año consecutivo, los peajes eléctricos con los que los consumidores sufragan los costes regulados.

El pool funciona de forma marginalista, de modo que las tecnologías entran por orden de coste y la última de ellas en participar, la más cara, marca el precio para el conjunto. Este verano, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya mostró su preocupación por el «alto» precio de la energía, a pesar de tratarse de una «situación coyuntural», y aseguró estar preocupada por si había «algo más» detrás de este encarecimiento en la electricidad, por lo que anunció que estaba realizando un «análisis del comportamiento» para «garantizar que el mercado funciona correctamente», una investigación para la que el Ministerio de Transición Ecológica ofreció su «colaboración».

El déficit del sistema eléctrico asciende a 2.044 millones de euros hasta julio, 579 millones menos de lo previsto

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Europa Press / EFE.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 2.044,3 millones de euros hasta julio, 579 millones menos de lo previsto, según la séptima liquidación provisional de 2018 del sector eléctrico de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Los ingresos por peajes de acceso fueron de 7.213 millones de euros, mientras que los costes regulados se elevaron a 9.515,3 millones de euros. El regulador señaló que este resultado de liquidación se debió, fundamentalmente, a la menor retribución adicional de los sistemas extrapeninsulares en 321 millones de euros, a la menor retribución específica en 28,2 millones de la producción renovable, cogeneración y residuos del sistema peninsular y a la menor retribución de la actividad de distribución en 171,8 millones.

Por otra parte, la demanda en consumo registrada (124.399 GWh) fue un 1,9% superior al valor promedio observado en años anteriores. Dado que los ingresos no fueron suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, que ha dado como resultado un coeficiente de cobertura del 75,82% y se aplica a cada uno de los costes a pagar en esta liquidación.

En cuanto a las energías renovables, se han liquidado 63.608 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada entre enero y julio ascendió a 4.184,3 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. Como consecuencia de estos desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el coeficiente de cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 519,23 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente.

Además, la liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado ascendió a 42,8 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. Según la CNMC, a la fecha del cierre de la liquidación se recibieron ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicados en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a cuenta a estos productores en la liquidación asciende a 6,34 millones de euros, antes de IVA o impuesto.

149 millones en el gasista

Respecto al sector gasista, el déficit provisional del sistema fue de 149 millones de euros, frente a los 232 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 36%. Teniendo en cuenta los ingresos netos de la liquidación, se ha calculado un índice de cobertura del 91,1% de la retribución acreditada. El total de ingresos liquidables declarados fue de 1.677 millones, un 3,6% superior a los ingresos previstos para la liquidación y un 7,4% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior.

En esta séptima liquidación del ejercicio, la retribución total acreditada a las empresas ascendió a 1.672 millones de euros, que es un 0,4% superior a la del 2017. Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la orden ETU/1283/2017, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del almacén Castor, afectada por la sentencia del Tribunal Constitucional.

La CNMC obliga a las compañías energéticas a diferenciar sus marcas que ofrecen tarifas reguladas de las del mercado libre

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Europa Press / EFE.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado una decisión jurídicamente vinculante por la que obliga a varias sociedades de los principales grupos energéticos integrados presentes en España a que cambien su imagen de marca con el fin de hacerlos más fácilmente identificables para los consumidores, que podrán identificar correctamente en sus facturas qué comercializadora les ofrece el servicio y saber si están en el mercado libre o en el regulado.

Según Competencia, esta medida se centra en las empresas distribuidoras de gas y electricidad de más de 100.000 clientes y comercializadores de referencia o de último recurso, que tendrán que realizar cambios en la información y presentación de su marca respecto a la filial del mismo grupo empresarial que comercializa en el mercado libre. El regulador ha tomado esta decisión después de observar que, en la actualidad, un mismo grupo empresarial puede comercializar el gas y la electricidad a sus clientes a través de dos empresas distintas que facturan distintos precios, a las que se les denomina como comercializadoras de referencia, o de último recurso en el caso del gas.

El cliente de estas comercializadoras paga un precio regulado por su consumo (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) en luz y TUR en gas), mientras que si tiene su suministro con una comercializadora del mercado libre, pagará el precio que acuerde con la empresa por la energía consumida. Ante esta situación, el organismo ya emitió varios informes y guías en los que alerta de la confusión que existe entre los consumidores a la hora de identificar quién es su suministrador y si está en el mercado regulado o libre. Según sus datos, 8 de cada 10 hogares es incapaz de distinguir en qué mercado están.

La resolución de la CNMC obligará a las empresas a modificar la denominación social para evitar confusión entre distribuidoras y comercializadoras, para lo que no será suficiente sólo con incorporar los términos «distribuidor» o «comercializador de referencia» o «comercializador de último recurso«. En segundo lugar, tendrán que cambiar el logotipo, de forma que su comparación gráfica, fonética o conceptual no induzca a ningún error, advirtiendo que utilizar los mismos símbolos para las comercializadoras o distribuidoras podría confundir a los clientes. También se obliga a diferenciar claramente las empresas en la información enviada a los clientes.

Las empresas tendrán 3 meses para aportar a la CNMC las medidas que van a realizar para que se valore si se ajustan a los cambios requeridos y 6 meses para ejecutarlas. Los grupos afectados son Iberdrola, Endesa, Viesgo, EDP y CHC, que deberán modificar el nombre de sus filiales. Naturgy, la antigua Gas Natural Fenosa, ya se adelantó a esta resolución al cambiar recientemente su denominación y al diferenciar claramente sus distribuidoras (Unión Fenosa Distribución y Nedgia) y comercializadoras.

Según la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU), esta medida está motivada por las denuncias realizadas por la organización en 2016 ante la CNMV al observar que los grupos energéticos no diferenciaban claramente sus actividades en el mercado libre y en el regulado. Para la OCU, se trata de una estrategia de estas compañías para confundir a los clientes con marcas similares «de forma consciente», de forma que se dificulta la entrada de nuevas y menos conocidas comercializadoras y se facilita que los clientes sean traspasados del mercado regulado al libre creyendo que se trata de la misma compañía, cuando, en realidad, se trata de una nueva, con sus propias tarifas y condiciones de contratación.

El sector fotovoltaico contribuyó con 2.250 millones de euros al PIB en 2017 y UNEF propone redefinir el mercado eléctrico

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EFE / Europa Press.– La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) considera que se debe redefinir el actual modelo de mercado eléctrico y reformar la tarifa eléctrica para que en ella tenga cada vez mayor peso el coste variable de la energía. Según un estudio de un grupo de investigación de la Universidad de Castilla-La Mancha (UCLM), el sector fotovoltaico tuvo en 2017 una contribución directa al PIB de 2.250 millones de euros, lo que representó un 0,2% del total, un 4,45% más que en 2017.

El saldo exportador neto del sector en 2017 ascendió a 404 millones, de los que más del 60% correspondió a ingenierías e instaladores (247 millones) y un 18% a fabricantes (73,4 millones). El sector fotovoltaico en España lo constituyen más de 70 empresas con actividad en 72 países y su gasto en I+D+i en 2017 se incrementó en un 2,5% con respecto a los 60 millones que invirtió en 2016, lo que supone un 1,6% de su facturación, una cifra muy por encima del 0,89% de media en este tipo de inversión en el país.

En cuanto a su incidencia en el empleo, el sector representaba el 0,09% del total del país, con 19.057 empleos, de ellos 6.102 de forma directa y el resto de forma indirecta o inducidos. Más del 10% de los trabajadores del sector son titulados superiores, medios o con Formación Profesional, y con empleos caracterizados por ser de calidad y estables.

En materia fiscal, la aportación neta del sector fue de 550 millones de euros en 2016 y algo menos, 540 millones, en 2017, cantidades de las que el 60% fueron aportadas a través del Impuesto de Sociedades y el de la Electricidad. Por otra parte, las primas a la fotovoltaica ascendieron a 2.436 millones de euros en 2016 y a 2.496 millones en 2017. El sector fotovoltaico también reduce la dependencia energética y, según el estudio, en 2016 evitó la importación de 258 millones de euros en gas y de 304 millones en 2017. En cuanto a su incidencia medioambiental, en 2016 la energía fotovoltaica evitó la emisión de 3.504 kilotoneladas de CO2 y el año pasado de 3.631 kilotoneladas.

Reformar mercado eléctrico y tarifa

Por su parte, el director general de UNEF, José Donoso, asegura que la principal barrera que se encuentra el sector fotovoltaico es que quiere ir al mercado, pero que éste está definido para otras tecnologías, pues se diseñó en los años 80, cuando a nadie se le pasaba por la imaginación que iba a haber tecnologías renovables, sin costes variables, que iban a ser preponderantes en el mercado. Por eso, UNEF cree que hay que redefinir el modelo de mercado y adecuarlo a las tecnologías que van a ser las dominantes en el futuro, pues, según ha apuntado Donoso, es absurdo tener un mercado que no tiene en cuenta las tecnologías que se quiere que en un futuro sean mayoritarias.

Por eso, cree que hay que diseñar un nuevo sistema de mercado en el que se compatibilice el modelo marginalista (por el que el precio en el pool para cada hora lo marca la central más cara que entra al cruzarse oferta y demanda) con contratos con diferencias para las renovables, o bien hacer un modelo nuevo. Donoso descarta volver a un modelo de primas y subvenciones para ir al mercado e «independizarse» del riesgo regulatorio, aunque de manera adecuada.

En cuanto a la tarifa eléctrica, Donoso considera que hay que incrementar el componente variable, que ahora es sólo un 35% de la tarifa regulada, para desincentivar un excesivo uso de la energía y que el que más consuma más pague. Además, ha señalado que para bajar el precio de la electricidad sería urgente eliminar las barreras al autoconsumo, si bien ha afirmado que la subida de precios, con la luz por encima de los 70 euros el megavatio hora en el mercado mayorista, no es estructural. En este sentido, ha vaticinado que habrá volatilidad en el mercado, al tiempo que ha apuntado que, según se introduzca más energía renovable en el sistema eléctrico, el precio de la electricidad bajará.

Por otra parte, UNEF ha pedido al Gobierno acabar con la imagen de incertidumbre jurídica, pero no una marcha atrás en los recortes que practicó el PP en la retribución al sector, sino que «se dejen las cosas como están», ha recalcado Donoso. En este sentido, ha pedido que no se revise la rentabilidad que perciben las instalaciones, como pretendía el Gobierno anterior, y que las que hay sigan cobrando lo mismo hasta el final de su vida regulatoria prevista.

Además, ha pedido la eliminación de las cargas y peajes sobre la energía autoconsumida, la simplificación, certidumbre administrativa y regulación del autoconsumo colectivo, y la convocatoria de nuevas subastas en Canarias e Islas Baleares. En este sentido, la asociación, que representa a más del 85% del sector, solicita también la creación de una Ley de Transición Ecológica y Cambio Climático en línea con los compromisos adquiridos en el Acuerdo de París, una nueva fiscalidad ambiental y la reestructuración de la tarifa eléctrica, entre otras demandas.

UNEF también reclama que se simplifiquen las condiciones de acceso y conexión a la red, eliminando herencias del pasado diseñadas para otros momentos. Donoso ha indicado que en el autoconsumo estiman un crecimiento 200 a 300 megavatios (MW) de potencia instalada al año, cifra que supone duplicar lo que hay ahora. Respecto a la potencia obtenida por la fotovoltaica en las subastas, 3.900 MW, UNEF cree que se construirán todos, aunque reconoce que están habiendo problemas en la tramitación medioambiental porque las comunidades tienen pocos recursos para el «aluvión» de proyectos que les están llegando.

La instalación de potencia fotovoltaica en España marcó en 2017 su mayor nivel de los últimos cinco años, al alcanzar 135 megavatios (MW) instalados, un 145% más frente a los 55 MW en 2016. Este dato posiciona a España en el quinto puesto europeo con mayor potencia fotovoltaica instalada con 5,6 GW instalados, un 4,9% del total de Europa, después de Alemania (42 GW), Italia (19,7 GW), Reino Unido (12,7 GW) y Francia (8 GW). En estos momentos, hay 30 gigavatios (GW) de potencia solar en tramitación en España, de la que se espera que un alto porcentaje se traduzca en instalaciones en próximos años.

Por su parte, en el conjunto de Europa, el año pasado se agregaron 9,2 GW, lo que supone un aumento del 30% en comparación con los 7 GW instalados un año atrás, impulsado, principalmente, por el crecimiento de Turquía, Sin embargo, en Reino Unido se efectuaron «importantes» recortes de instalación en potencia fotovoltaica, al añadir tan solo la mitad de lo instalado en 2016, aunque sigue siendo el único país, junto con Francia y Holanda, que agregó más de 500 MW a su parque fotovoltaico.

Aelec, nueva denominación de Unesa, recuerda que gran parte de la factura de la luz son costes e impuestos

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EFE / Europa Press.- La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec), nueva denominación de la patronal Unesa, analizará las medidas que adopte el Gobierno para moderar los precios de la electricidad, y ha recordado que buena parte de lo que pagan los consumidores en su factura son costes y fiscalidad. Su presidenta, Marina Serrano, ha señalado que aguardarán a conocer las propuestas que anuncie la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, para pronunciarse sobre una posible reforma del mercado eléctrico y la factura.

Ha señalado que la ministra ha consultado y ha pedido opiniones para ver qué soluciones se pueden dar a la subida de los precios de la luz, originada por el incremento del precio de los derechos de dióxido de carbono (CO2), de las materias primas que utilizan para generar electricidad algunas centrales, a una mayor demanda por el calor y a una menor generación eólica. Serrano ha indicado que los clientes con tarifa regulada sufren la volatilidad del mercado mayorista, aunque una parte muy importante de lo que pagan los consumidores en su recibo son costes y fiscalidad, y algunos elementos que se incluyen en la factura deberían tener otro tratamiento a través de los Presupuestos Generales del Estado (PGE).

Ha añadido que a veces se confunde lo que realmente es el precio de la electricidad y lo que supone el coste del suministro por una serie de elementos que se han incluido en la factura que pagan los ciudadanos. La presidenta de Aelec ha recordado que la eliminación de algunos de esos conceptos del recibo de la luz se ha planteado en numerosas ocasiones, incluso en el informe que encargó el Gobierno a una comisión de expertos para la elaboración de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética.

Respecto a la alarma que causa la subida de los precios de la electricidad y no al de otros servicios, ha indicado que ello se debe a que la luz es un elemento cotidiano, básico. No obstante, ha dicho que en un modelo como el de España hay un supervisor de los mercados, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que supervisa los precios y un ordenamiento jurídico para reaccionar, si hay una actuación que no es correcta. «El sistema permite esos mecanismos que deberían tranquilizar a los ciudadanos», ha apuntado Serrano que, además, ha señalado que existen vías para modificar leyes y reglamentos para corregir elementos que no estén bien diseñados o adaptarse a circunstancias nuevas.

Preguntada si las subidas de la luz benefician a las eléctricas, Serrano ha recordado que hay que distinguir los ingresos de los beneficios, pues una parte de lo que se ingresa son impuestos y los costes de las compañías no son para todas iguales, pues dependiendo de cómo sea su mix de generación (diferentes fuentes de energía con las que producen electricidad), tienen una mayor o menor exposición a la subida de materias primas como el gas o el carbón.

Nueva etapa en la patronal                                                                                                                

Por otro lado, la patronal de las cinco mayores empresas eléctricas presentes en España inicia una nueva etapa con el fin de ser más austera, tras haber recortado el presupuesto en el marco de su apuesta por un nuevo contexto de electrificación en el que la transición ecológica y el autoconsumo jueguen un papel más relevante. Así, Serrano espera que el cambio no les haga «más débiles», sino «diferentes». De este modo, la patronal eléctrica busca defender con transparencia y rigor los intereses de las compañías eléctricas ante la Administración y los reguladores, facilitar la toma de decisiones internas de la asociación y abrirse al resto de agentes del sector.

«No pretendemos presionar, sino defender nuestros intereses en un Estado plural en el que la fuerza será la legitimidad de la manera de actuar, si se expone con claridad o no». Así ha resumido Serrano la nueva filosofía de la renovada patronal. «Nos desprendemos de 74 años de denominación para cumplir el papel que nos encomiendan nuestros asociados», añadió. Los cambios efectuados en los estatutos de la asociación han ido encaminados a concretar su actuación, que pasarán por centrarse en las actividades reguladas, en particular en la distribución eléctrica con el fin de garantizar un desarrollo «adecuado» que permita obtener una rentabilidad «razonable», y en los aspectos técnicos y regulados de las actividades eléctricas liberalizadas.

En este sentido, Serrano hizo alusión a la fase de alegación en la que se encuentra la propuesta de la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC), organismo que, en el ámbito de sus funciones reguladoras, emitió el pasado mes de julio un borrador de informe en el que propone una tasa de retribución para aplicar al valor de los activos de distribución eléctrica y determinar el importe de la remuneración que deben percibir los operadores de esta actividad.

Utilizar el WACC en retribución

Pese a que ha valorado positivamente que el regulador, en línea «con lo que se hace en otros países», haya emitido una propuesta «determinada» respecto a la tasa de rentabilidad haciendo uso de un análisis basado en el WACC (coste medio ponderado de capital), avanzó que harán alegaciones ya que considera que algunos elementos «podrían considerarse de otra manera», teniendo en cuenta que la rentabilidad para las redes de distribución eléctricas es «inferior» a la vigente en el entorno europeo.

Respecto a las decisiones anunciadas por el nuevo Gobierno en materia energética, la presidenta se ha escudado en ese cambio de estatutos, que ahora se centran en actividades reguladas, para evitar opinar sobre el posible cierre de centrales térmicas, de carbón y nucleares, un tema sobre el que las distintas empresas que conforman la Aelec (Iberdrola, Endesa, Naturgy, Viesgo y EDP) tienen opiniones diferentes. «Las decisiones empresariales y estratégicas son de cada compañía con la sujeción al marco normativo de cada momento; tenemos una perspectiva neutra tecnológicamente», ha apuntado Serrano.

En cuanto a la apertura de la asociación a nuevos socios, tanto por movimientos corporativos en el sector, como la compra por parte de Repsol de activos eléctricos a Viesgo, como de nuevos actores, ha indicado que la entrada de nuevos miembros «se analizará en cada caso», si bien ha reconocido que el sector está en un momento de apertura.

Por otra parte, en relación a la eliminación del llamado impuesto al sol, algo que, según anunció la ministra recientemente se realizará mediante un anteproyecto de ley antes de fin de año, Serrano ha apuntado al autoconsumo como una de las nuevas características del nuevo modelo al que se dirige el sector. «Estamos dispuestos a facilitar el servicio necesario para el autoconsumo y la implementación del mismo», ha asegurado, al mismo tiempo que ha afirmado que estarán atentos a los nuevos requerimientos en caso de que finalmente se modifique el decreto que regula esta normativa.

 

La OPEP revisa a la baja su pronóstico de demanda de crudo para 2019 mientras aumenta su producción de petróleo

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EFE / Europa Press.– La OPEP revisó ligeramente a la baja su pronóstico sobre el consumo mundial de crudo, que estima ahora en 100,23 millones de barriles al día (mbd) en 2019, al tiempo que aumentó su oferta petrolera en agosto. En su informe mensual, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) predice que en 2018 la demanda de oro negro se situará en 98,82 mbd, un 1,67% (1,62 mbd) más que en 2017, y aumentará un 1,43% (1,41 mbd) el año próximo.

Frente al crecimiento del consumo previsto hace un mes (un 1,68% en 2018 y un 1,45% en 2019), las nuevas cifras suponen una leve corrección a la baja que, según el informe, «reflejan proyecciones económicas menos optimistas», sobre todo en América Latina y Oriente Medio. La OPEP advierte de que, si bien las previsiones de crecimiento de la economía mundial «siguen siendo sólidas para 2018 y 2019, de un 3,8% y un 3,6%, respectivamente», en diversas regiones aparece una «fragilidad subyacente», que puede eventualmente traer un cambio del panorama y afectar el consumo de energía.

Como «desafío», el informe destaca «una combinación» de políticas de ajuste monetario de los bancos centrales G4 (Eurozona, Estados Unidos, Reino Unido y Japón), el debilitamiento «en algunos países emergentes, las tensiones comerciales (por el conflicto de los aranceles) y preocupaciones geopolíticas«. Recuerda «en particular» los recientes eventos en Argentina, Turquía y Sudáfrica, con fuertes devaluaciones de las respectivas monedas nacionales, y el hecho de que la tendencia a la depreciación se ha contagiado a la India. «Adicionalmente, iniciativas de creciente proteccionismo se han sumado a los riesgos, sobre todo para las economías emergentes y en desarrollo», advierte la OPEP.

Por otro lado, los 15 países miembros de la organización incrementaron en agosto su bombeo conjunto en 278.000 barriles diarios, hasta totalizar 32,56 mbd, según cálculos aportados por «fuentes secundarias» del documento. Gracias a recuperar el control de varios campos petrolíferos, Libia fue de lejos el socio que más abrió las espitas, en 256.000 bd, seguido de Irak (90.000 bd), Nigeria (74.000), Arabia Saudí (38.000 bd), Emiratos Árabes Unidos (12.000), Kuwait (8.000), Ecuador (4.000), Guinea Ecuatorial (3.000) y Congo (1.000). Estos barriles adicionales compensaron con creces las caídas de la producción de Irán (en 150.000 bd), Venezuela (36.000 bd), Argelia (14.000 bd) y Angola (8.000 bd), mientras que Qatar y Gabón mantuvieron el mismo nivel de bombeo que en julio.

La OPEP se comprometió en junio a cumplir plenamente con el tope de producción conjunta vigente, de 32,5 mbd. En cuanto a la evolución de la oferta de los países no miembros, la organización estima que se situarán juntos en 59,56 mbd este año, un 3,58% más, y de 61,71 mbd en 2019. Estados Unidos (cuya producción crece en 2018 un 12%, hasta los 16,14 mbd), Canadá, Kazajistán, el Reino Unido y Brasil serán los países No-OPEP que más aumentarán su bombeo, mientras que México y Noruega bajarán el suyo, según el informe. Los cálculos apuntan a que la demanda de barriles de la OPEP bajará el año próximo hasta los 32,1 mbd, desde los 32,9 mbd requeridos en 2018.

Los datos preliminares de julio apuntan a que el stock de petróleo de la OCDE aumentó en 8,1 millones de barriles con respecto al mes anterior, por lo que las reservas totalizaron 2.830 millones de barriles. Esta cifra está 43 millones de barriles por debajo de la media de los últimos cinco años, pero 260 millones por encima de las cifras registradas en enero de 2014, el periodo de referencia elegido por el cártel. Estas reservas indican que la OCDE tiene petróleo disponible para 59,1 días, lo que representa 2,3 días menos que la media de los últimos cinco años.

En agosto, el barril referencial de la OPEP cotizó a una media de 72,26 dólares, lo que supuso un abaratamiento de 1,01 dólares respecto a julio. No obstante, se mantuvo por encima de los 70 dólares por cuarto mes. El moderado abaratamiento de los petroprecios se debió, según los expertos de la organización», a «preocupaciones de que la escalada de la disputa comercial«, desatada por la imposición de aranceles de Estados Unidos y otras potencias mundiales, pueda causar una caída de la demanda. De enero a agosto de 2018, el barril referencial de la OPEP se situó en 69,55 dólares.

Asimismo, también ha contribuido un fortalecimiento del dólar y un aumento de las reservas almacenadas de crudo en Estados Unidos. «No obstante, los precios aumentaron en la segunda mitad del mes debido a incertidumbre en torno a tensiones geopolíticas«, añade el informe, en una implícita alusión a las sanciones impuestas por Washington a Teherán, incluido un bloqueo petrolero que entrará en vigor en noviembre. Irán, uno de los cinco miembros fundadores de la OPEP, produjo en agosto 3,58 mbd, aunque la cifra aportada oficialmente por Teherán es de 3,8 mbd ya que el país islámico ha asegurado a la OPEP que su producción se mantuvo.

Cae la producción petrolera venezolana

Por otro lado, la producción de petróleo de Venezuela bajó en agosto hasta una media de 1,23 mbd, un 2,8% menos (36.000 barriles diarios) que en julio. El bombeo de la empresa estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) prolongó así su sostenida caída hasta un nivel que es un 42,6% menor al del promedio de 2016 (2,15 mbd). Estas cifras son los cálculos basados en estimaciones de diversos institutos independientes. Los datos oficiales facilitados por Caracas a la organización son superiores al indicar que la producción se situó en 1,44 mbd, pero también revelan un nuevo retroceso mensual, de 21.000 bd.

La producción de Venezuela, que cuenta con las mayores reservas probadas de crudo del mundo, se sitúa en el nivel más bajo de las últimas tres décadas, a excepción de varios meses entre fines de 2002 y principios de 2003, cuando una huelga en PDVSA desplomó el bombeo hasta menos de 100.000 bd. La situación refleja la falta de inversiones en la industria petrolífera a raíz de la profunda crisis económica que atraviesa el país caribeño, mientras que su empresa petrolera ha sido declarada en suspensión de pagos por varias agencias internacionales debido a sus retrasos en el pago de los vencimientos de sus bonos.

El Gobierno de Nicolás Maduro ha creado una comisión técnica para reorganizar a PDVSA y a sus empresas filiales, que hasta el 31 de diciembre deberá elaborar un plan con reformas. El objetivo es «lograr una mayor eficiencia» de la compañía a la cual Maduro ya había ordenado una reestructuración a fines de 2017. El 28 de agosto pasado, el presidente vaticinó que la estatal petrolera incrementará su bombeo de crudo gracias a la firma de 7 acuerdos con empresas prestadoras de servicios, al tiempo que hizo un llamamiento a los inversores internacionales a mover sus recursos hacia esta industria.

Ciudadanos propone reformar la fiscalidad de la factura de la luz y ceñir el recibo al coste del suministro eléctrico

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EFE / Europa Press.- Ciudadanos ha registrado, por medio de Melisa Rodríguez Hernández, su portavoz parlamentaria adjunta, una proposición no de ley, para su debate en la Comisión para la Transición Ecológica en el Congreso, para reformar la fiscalidad en la factura de la luz a fin de que se eliminen impuestos y se concentre en lo que es el precio de la energía.

En la iniciativa Ciudadanos insta al Gobierno a hacer, en colaboración con la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), una auditoría para determinar qué conceptos determinan el volumen actual del recibo eléctrico y qué costes deben ser asumidos por los consumidores en él. Asimismo pide al Gobierno que impulse una reforma para modificar la base imponible del IVA y del impuesto eléctrico para que dichas bases estén compuestas sólo por el precio pagado por la electricidad y el coste de las redes de transporte y distribución, excluyendo el resto de costes añadidos.

Según Ciudadanos, aunque la subida de los precios que está habiendo en el pool se debe a circunstancias de mercado (subida del precio de los derechos de CO2 y aumento del de los combustibles fósiles para generar energía), la mayor parte de la factura de la luz no se destina a sufragar el precio que alcanza la electricidad. Recuerda que, junto a los costes fijos del sistema, hay una fuerte imposición fiscal, que «avala la factura como una herramienta recaudatoria en perjuicio de la ciudadanía».

Que se note el consumo

Ciudadanos cree que se puede actuar sobre los costes fijos, en concreto sobre aquellos de «origen político» no relacionados directamente con el suministro eléctrico, que constituyen el 70% de la factura. Según Ciudadanos, ese elevado porcentaje que tienen en la factura esos costes distorsionan las señales de precio, que deberían concentrarse en el consumo, para que no resulte indiferente consumir más o menos energía. Entre los costes no relacionados directamente con el suministro está el IVA del 21% en la península, el impuesto sobre la electricidad, creado inicialmente para subvencionar el carbón nacional, así como una tasa municipal del 1,5%.

Además está el impuesto a la generación eléctrica, de un 7% y destinado a sostener los costes del sistema; la tasa hidroeléctrica, del 25,5%, para centrales de esa tecnología, y tasas nucleares, que incluyen el impuesto por combustible nuclear gastado y por generación de residuos. También está la tasa que pagan las centrales nucleares para financiar la Empresa Nacional de Residuos, Enresa; los costes extrapeninsulares y la financiación de las renovables, que se incluyen en los peajes de la factura.

Además, en la transición energética, ve fundamental contar con una factura bien ordenada; que no contenga costes fijos en la parte variable y no generé problemas de distorsión entre consumidores a la hora de optar por la generación distribuida. Asimismo, cree que esta factura debe ser competitiva en virtud tanto de las necesidades de familias y empresas como también para favorecer la movilidad eléctrica en detrimento de los combustibles fósiles.

Ciudadanos aboga por una transición «inteligente» que apueste por las renovables y garantice que los consumidores paguen sólo los costes directamente relacionados con el suministro. Ciudadanos considera «hipócrita» que desde la Administración se trabaje en un bono social para paliar las dificultades de las personas más vulnerables cuando la mayor parte del recibo son impuestos y costes políticos. En opinión de Ciudadanos, sería más eficiente trabajar por una factura que refleje los costes reales de producción y no sea una «herramienta de recaudación del Estado».

Aragón, Asturias y Castilla y León, las autonomías del carbón, reclaman más tiempo para poder acometer una transición energética justa

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EFE.- Mientras el secretario provincial del PP de León, Ángel Calvo, ha defendido que «no hay ningún combustible que pueda regular el mercado tanto como el carbón», un mineral «al que aún no le ha llegado el final», las 3 comunidades autónomas que aún tienen en el carbón un sector estratégico (Aragón, Asturias y Castilla y León) han reclamado más tiempo para poder acometer una transición energética justa, por el interés de estos territorios pero también por el propio sistema energético.

El presidente de Aragón, Javier Lambán, ha asegurado que «nadie niega» que hay que tender a medio plazo a la desaparición de las energías fósiles, pero cree que una transición justa hacia las renovables es «imposible» si las centrales se cierran en 2020. A su juicio, y así se lo ha trasladado Lambán a la ministra Teresa Ribera, hay que «suavizar» estos plazos, incluso por el interés del propio sistema energético y por la garantía de precio de la energía.

«Transición es transición, no precipicio», subraya el presidente de Castilla y León, Juan Vicente Herrera, quien recuerda que en una época «bien reciente» de España el carbón autóctono “salvó” la economía al proporcionar la energía que no podían dar otros métodos por circunstancias del momento climatológico. Herrera resaltó que los objetivos «más extremos» dentro de la Unión Europea para el cierre de las centrales se sitúan en 2030, y por eso ha instado a que en España no se sea «más papistas que el papa», puesto que en este país se está planteando el cierre 10 años antes «y sobre todo sin alternativas claras» para las comarcas, que «siguen teniendo su supervivencia en el carbón».

Por eso, la alternativa pasa a su juicio por hacer una reserva de carbón nacional, sobre todo al haberse comprobado que tiene más garantías laborales que el que viene de fuera. Y, a su vez, la alternativa, cuando se habla incluso de crear un fondo europeo para este fin, debe dirigirse a impulsar energías limpias que, como la biomasa, se puedan ligar con otros objetivos que tienen las comunidades, como la preservación del medio natural y la lucha contra el cambio climático y los incendios.

El presidente de Asturias, Javier Fernández, ha recordado que con el mercado eléctrico se está hablando de un mercado que no es libre, sino «muy regulado», y que el cierre de una central debe llevar el acuerdo del Gobierno correspondiente para que no afecte a la seguridad del suministro, al equilibrio medioambiental y al precio. Se habla de un fenómeno local con transcendencia global «y en esa perspectiva hay que analizarlo», concluyó el presidente asturiano.

Carbón “para regular el mercado”

Por otro lado, Calvo resaltó la proposición de ley del PP para regular el cierre de las térmicas, una iniciativa que el PP registró antes de abandonar el Gobierno y que serviría para desestimar el cierre de plantas de generación eléctrica si su clausura incide negativamente en las emisiones de gases invernadero o en los precios. La propuesta, ha indicado Calvo, «pretende servir para regular los precios de la energía y endurecer las condiciones de cierre». A su juicio, el carbón debería ser el combustible que regule el mercado porque «aunque a algunos les pese, el carbón no es sucio».

«El PP padeció en sus propias carnes las nefastas decisiones del ministro Soria pero Álvaro Nadal, artífice de este real decreto, tenía claro que el cierre de las térmicas iba a conllevar un aumento del recibo de la luz», apuntó. Calvo también critica que el nuevo Ministerio, «llamado de Transición Ecológica, diga que apuesta por las energías renovables al tiempo que no ha conseguido arrancar un compromiso al fabricante de componentes eólicos Vestas para que mantenga su actividad en León». «El Ministerio debería de haber exprimido esa naranja adecuadamente», zanjó.

Pedro Sánchez garantiza una transición energética «justa y dialogada» con los agentes económicos y sociales de los territorios más afectados

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EFE.- El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, ha garantizado que la transición energética será «justa» y que en este proceso la empresa pública Hunosa estará «a la vanguardia». Sánchez hizo esta promesa con motivo de sus primeros 100 días de Gobierno e incidió en que la transición energética también va a ser «dialogada» con los agentes económicos y sociales de Asturias, desde donde se reclama que el proceso no ponga en riesgo el empleo de la región ni la competitividad industrial.

Transición sin ganadores ni perdedores

Por su parte, el SOMA-FITAG-UGT ha reafirmado la necesidad de un mensaje y un escenario «claro, inequívoco y dialogado» sobre la transición energética, que no condene ni confunda a la industria ni a la sociedad y en el que no haya ni ganadores ni perdedores. Este sindicato ha anunciado además que en la reunión sobre el futuro del sector minero, prevista para el 13 de septiembre, manifestará su postura inequívoca en defensa del carbón autóctono. El sindicato ha reiterado la importancia de la presencia del carbón autóctono dentro de un mix energético diversificado, sobre todo ante el incremento considerable del precio del carbón de importación.

El sindicato destaca que todos los agentes coinciden en la defensa de una transición justa, que no penalice a los territorios mineros, y que respete los plazos temporales acordados de proporcionar una energía neutra en carbono para el 2050. Asimismo, señala que cualquier otra derivada supondrá que se ha impuesto el individualismo y los intereses de unos pocos frente al bien común, profundizando en la desigualdad, en la pobreza y fomentando un caldo de cultivo que será un polvorín en lo social. Sobre este asunto, el sindicato reconoce que el futuro avanza hacia un modelo energético neutro en carbono, que garantice la sostenibilidad sin comprometer los recursos de generaciones futuras.

Diversas velocidades en la transición

Sin embargo, recalca que esta senda hacia una economía baja en emisiones se puede hacer con mayor o menor velocidad. Para el Soma, el inexplicable adelantamiento de los plazos para el cumplimiento de las reducciones de emisiones supondría un peligro gravísimo para la economía asturiana, que se acentuaría aún más en las comarcas mineras, y que acarrearía problemas relacionados con el suministro energético, el encarecimiento de la energía o la caída de la competitividad de la industria. Una situación que desembocaría en unas consecuencias desastrosas en términos de pérdida de miles de empleos, acelerando la despoblación de las cuencas mineras.

Ante este problema, el sindicato ha hecho pública su propuesta concreta: el Acuerdo Marco para una Transición Justa de la Minería del Carbón y Desarrollo Sostenible de las Comarcas Mineras de España 2019-2027. En caso de que el Gobierno estatal se niegue a negociar un proceso de transición justa, optando por adelantar plazos de manera caprichosa o por presiones, el sindicato anuncia medidas de presión, recurriendo si es necesario a la convocatoria de movilizaciones sociales.