Abengoa negocia con 3 compradores la venta de su participación del 41,5% en su filial estadounidense de renovables Atlantica Yield

EFE.- Abengoa mantiene conversaciones para vender el 41,5% que tiene en Atlantica Yield a 3 posibles compradores, la mayoría fondos de inversión, unas conversaciones que se encuentran avanzadas y que harían que la operación se pudiera cerrar en próximas semanas, según fuentes cercanas a la operación.

La filial estadounidense de Abengoa, dedicada a la gestión de plantas renovables, es uno de los activos de los que la compañía, que consiguió eludir el concurso de acreedores tras llegar a un acuerdo de reestructuración de su deuda con los principales acreedores, tiene previsto desprenderse para refinanciar su deuda. En el plan de viabilidad de Abengoa se valoraba a la compañía por encima de los 900 millones de dólares (unos 768 millones de euros). El precio de la venta sería su valor más una prima de cuasi-control, ya que aunque la participación no alcanza el 50%, si está próximo a ese porcentaje que da el control de la compañía.

Los compradores: fondos de inversión

Entre los posibles compradores de esa participación de Abengoa en Atlantica Yield, el diario Expansión ha publicado que está Brookfield Reneweable, un gestor de infraestructuras renovables que forma parte del fondo Brookfield y con el que Abengoa está negociando para venderle ese porcentaje por 700 millones de euros. Otros nombres que han circulado con anterioridad para hacerse con Atlantica Yield son los de Starwood Energy, Pinnacle West Capital y BlackRock.

El tiempo de los cambios de suministrador de luz y gas se redujo hasta marzo

EFE.- Los tiempos medios de cambio de comercializador de electricidad y gas se han reducido en el primer trimestre de 2017, y fueron en ese periodo de 10,6 días para la electricidad y de 12,1 días para el gas, según un informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El informe de Supervisión de los Cambios de Comercializador de la CNMC correspondiente al primer trimestre señala que en el sector eléctrico el tiempo medio para cambiar de suministrador ha pasado de 11 días en los tres últimos meses del año pasado y de 11,9 días en 2016 a 10,6 en los tres primeros de 2017.

En el caso del sector gasista, también se han rebajado y han pasado de 12,6 días en el trimestre anterior y 14,1 días en 2016 a 12,1.

El informe señala que los tiempos medios desde que se recibe la solicitud de cambio varían en función de si el distribuidor está integrado con el comercializador y en el caso de la electricidad cuando el cambio lo activa la distribuidora del mismo grupo empresarial puede haber de cuatro a cinco días menos de diferencia.

La tasa de cambio de comercializador (cociente entre el número de cambios activados y el número de puntos de suministro) del primer trimestre de 2017 fue del 3,1% en el sector eléctrico y del 2,7% en el sector gasista, en el primer caso un 0,3% superior a la del cuarto trimestre y en el segundo un 0,3% inferior.

Los rechazos de cambio de comercializador se incrementaron en el primer trimestre del año, con una tasa del 9,7% en el sector eléctrico y del 19,5% en el de gas.

En el caso de la electricidad, ha aumentado con respecto a los últimos tres meses del año pasado, en que la tasa fue del 9,1%, si bien es inferior a la de todo 2016, en que se situó en el 10,4%.

Iberdrola Distribución fue en el primer trimestre de 2017 la compañía con la tasa de rechazo más baja -un 7,4%- por tercer trimestre consecutivo.

En el caso del sector gasista, la tasa de rechazo de cambios ha subido al 19,5% frente al 17,7% en que se situó en el último trimestre de 2016 y un 18,9 % en el conjunto de ese año.

Según indica el informe, el aumento se explica por la elevada tasa de rechazo de Gas Natural y el incremento que ha habido en el área de distribución de EDP por la reordenación de activos de distribución por parte de Naturgas y EDP.

Los movimientos de comercializadoras de referencia (que aplica el Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC), la tarifa regulada) a libres representaron el 30,7% de los cambios y del mercado libre a las de referencia el 7,9%.

La mayoría de los movimientos de comercializadores de referencia a libres tuvieron como destino comercializadores del mismo grupo (el 72,7%).

En el sector gasista prevalecen los cambios entre comercializadores libres (el 86,9%), mientras que los cambios de comercializadoras de último recurso a libres sólo supone un 11,5%.

Al finalizar el primer trimestre de 2017, el mercado eléctrico estaba compuesto por 29,1 millones de puntos de suministro y el mercado gasista por 7,7 millones.

En el mercado libre, las comercializadoras de los cinco grandes grupos energéticos suministraban el 89,5% de los puntos de electricidad y el 99,2% de los de gas.

Las obras de la central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria podrían comenzar en 2018 en Gran Canaria

EFE.- Las obras de la central hidroeléctrica Chira-Soria, que proyecta la empresa Red Eléctrica de España en el sur de Gran Canaria, podrían comenzar en 2018, según adelantó el presidente del Cabildo de Gran Canaria, Antonio Morales. La central hidroeléctrica reversible Chira-Soria tendrá una potencia instalada de 200 megavatios, requerirá una inversión de 320 millones de euros y creará 500 puestos de trabajo directos durante la obra y otros 1.500 indirectos, según indicó Red Eléctrica.

Concebida como un almacén de energía, Chira-Soria tiene dos embalses a cotas diferentes, para que en las horas de menor consumo eléctrico se aproveche la energía eólica para bombear el agua del embalse inferior al superior, donde queda almacenada hasta que se deja caer hacia las turbinas cuando la demanda de energía es mayor. Morales ha recordado que el proyecto con el que se encontró el actual gobierno del Cabildo «perseguía solo la eficiencia de la gestión y la optimización de la empresa que había sido adjudicataria», inicialmente Endesa, y ha agregado que luego se produjo un cambio en la normativa que obligó a que fuese Red Eléctrica de España la que asumiera su realización,

«El nuevo adjudicatario nos planteó mejoras con las que coincidimos, porque la intención no puede ser otra que la central sirva como una gran pila para el almacenamiento de la energía, y eso obligaba a la modificación de las turbinas para permitir la penetración de un 70% de las energías renovables», ha apuntado Morales, que explicó que ya se han hecho «las modificaciones necesarias. En este sentido, indicó que “hay propuestas que afectaban al territorio», y ha agregado que se han encauzado y solventado «de forma adecuada para que fueran compatibles con las normativas medioambientales».

El Gobierno desoye a la industria: la próxima subasta de interrumpibilidad solo cubrirá 5 meses en lugar de un año

Europa Press / EFE.- El Ministerio de Energía ha limitado el periodo que cubrirá la próxima subasta de interrumpibilidad a 5 meses, en lugar de la adjudicación por un año, como era habitual. Sindicatos y partidos políticos llevan tiempo pidiendo que la subasta de interrumpibilidad vaya más allá del año para dotar de más estabilidad a la industria que se beneficia de los pagos del servicio interrumpible, integrada por empresas grandes consumidoras de electricidad.

Según consta en el proyecto de orden que modifica la anterior orden por la que se regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, que ha sido remitido a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el periodo de entrega para el procedimiento de subastas será el comprendido entre el 1 de enero y el 31 de mayo de 2018. No obstante, el gabinete dirigido por Álvaro Nadal abre la puerta a que posteriormente puedan celebrarse otras subastas durante 2018.

El Ministerio considera que este plazo es «más adecuado y se ajusta más eficazmente al contexto energético en estos momentos», teniendo en cuenta que se contempla una reforma de los actuales mecanismos de capacidad para adaptarlos a la normativa comunitaria, cuya asignación deberá producirse mediante mecanismos competitivos, «tal y como indica también el informe sobre la investigación sectorial sobre los mecanismos de capacidad, publicado por la Comisión Europea en noviembre de 2016», añade. Además, señala que tras la adjudicación de más de 8.000 megavatios (MW) de potencia renovable, que serán ejecutados en los próximos dos años, se requiere una adaptación de los mecanismos actuales de cobertura y gestionabilidad «en concordancia con los compromisos europeos adquiridos«.

Asimismo, se excluyen del ámbito de aplicación del servicio de disponibilidad las instalaciones de generación hidráulica, debido a la escasez actual de las reservas y a la incertidumbre futura sobre la evolución de las precipitaciones. Por otra parte, la retribución del servicio de interrumpibilidad estará constituida por dos términos, uno fijo asociado a la disponibilidad de potencia y otro variable asociado a la ejecución efectiva de la reducción de potencia. Con la reforma energética, el Gobierno creó un sistema de subastas para repartir el servicio de interrumpibilidad, por el que los grandes consumidores de electricidad reciben un incentivo por modular su consumo en momentos de saturación en el sistema eléctrico.

La primera subasta, celebrada a finales del 2014, generó críticas de varias empresas, especialmente de Alcoa, que amenazó con el despido de trabajadores si no obtenía un precio competitivo para la electricidad. Industria realizó una nueva puja que mejoró las condiciones para estas empresas, que ahora reclaman la compra de bloques de megavatios de menor tamaño y periodos más largos para el servicio de interrumpibilidad. La última subasta de interrumpibilidad, celebrada en noviembre del año pasado, se saldó con un coste total para el sistema eléctrico de 525 millones de euros y potencia para todos los participantes en la puja.

Por su parte, el secretario general de la Sección Intercentros de CCOO en Alcoa, José Manuel Gómez de la Uz, también maneja otros datos sobre los cambios que prevé el Gobierno central para la próxima subasta de la tarifa eléctrica, que tienen que ver con el sistema de pagos del servicio y con las razones por las que Red Eléctrica de España (REE) podría requerir un «apagón». Las medidas gubernamentales podrían tener que ver con la necesidad de ajustar el sistema de concesión del servicio de interrumpibilidad a los criterios que exige la Unión Europea.

Alcoa, ArcelorMittal y AZSA son algunas de las principales beneficiarias de los pagos del servicio de interrumpibilidad. Ante estos cambios, y «con todas las reservas», José Manuel Gómez de la Uz quiere trasladar un mensaje de tranquilidad a la plantilla de Alcoa, a la espera de poder confirmar que la idea del Gobierno central sea la de ganar tiempo para mejorar posteriormente las condiciones del sistema tarifario y lograr el aval de la Unión Europea. Por su parte, fuentes de la multinacional del aluminio aseguraron que están analizando los cambios que se anuncian para la subasta del servicio de interrumpibilidad.

Por otro lado, la sección sindical de UGT en Alcoa considera que los cambios que se apuntan suponen «una falta de compromiso del Gobierno estatal con la industria nacional». El sindicato asegura que se trata de una subasta eléctrica de «transición» para 5 meses mientras termina de confeccionar un marco energético mejor del que hay actualmente para la industria. «La reforma del actual marco energético es una reivindicación sindical que llevamos exigiendo y luchando mucho tiempo», sostiene UGT que, sin embargo, considera que no tiene que haber una subasta transitoria sino un nuevo marco energético que dé estabilidad y competitividad.

La Junta de Andalucía propone impulsar el eje de transporte eléctrico Caparacena-Baza-La Ribina para cubrir “el mayor hueco del país”

EFE.- La Junta de Andalucía ha reivindicado al Ministerio de Energía la necesidad de impulsar el eje de transporte eléctrico Caparacena-Baza-La Ribina, una conexión entre Almería y Granada que cubriría el «mayor hueco» de la península y evitaría que el 60% de municipios pierdan proyectos empresariales.

El consejero andaluz de Empleo, Empresa y Comercio, Javier Carnero, ha presentado el trabajo elaborado para justificar, como solicitó el Ministerio de Energía, la necesidad de incluir en el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica esta red de las provincias de Granada y Almería. El proyecto supera la década de tramitación y reivindicaciones y, aunque el Gobierno central lo excluyó en 2015, el ministro Álvaro Nadal se comprometió este año con la Junta a incluirlo, tras lo que pidió el informe ya remitido al Ministerio.

El eje para conectar el transporte de energía entre Caparacena y Baza (Granada) y La Ribina (Almería) tendría un coste de unos 139 millones de euros y, según el director de planificación de la Agencia Andaluza de Energía, Jorge Jiménez, cubriría un «hueco enorme, el mayor de la península» en transporte eléctrico. Entre los datos del informe remitido al Gobierno, elaborado con la colaboración de las Diputaciones de Granada y Almería, Carnero ha resaltado que el 62% de los municipios del área hayan perdido proyectos empresariales por la carencia eléctrica.

Ha destacado además que el déficit «es claro y evidente» y se refleja en «una mancha en el sudeste que no es concebible». También ha recalcado que sin energía los municipios afectados no pueden afrontar su desarrollo, del que depende la economía y el empleo. «El 90% de los municipios creen que no tienen condiciones para su desarrollo y el 94% que el eje lo permitirá», desgranó el consejero, que apuntó que la falta de suministro condiciona el desarrollo turístico de zonas como la Costa y la Alpujarra. «Que en 2017 se caiga un proyecto por falta de energía no es de recibo», resumió Carnero.

Una vez que la Junta ha remitido al Gobierno el informe justificativo, el proyecto debe aprobarse en el Consejo de Ministros para sumar los 8 meses de licitación y otros 10 meses de construcción de la red para unir las subestaciones actuales en Granada y Almería. Carnero ha recalcado que a Red Eléctrica «también le interesa» que el proyecto salga y ha destacado la necesidad de aprobarlo antes del próximo diciembre para evitar que caduquen en 2019 los informes de impacto ambiental de empresas como Capital Energy, dispuesta a invertir en la comarca de Baza 400 millones en energía eólica.

La demanda de electricidad cae un 3% en septiembre

Europa Press.– La demanda estimada de energía eléctrica en la Península Ibérica ha alcanzado los 21.200 gigavatios hora (GWh) en septiembre, lo que representa una caída del 3% con respecto a la del mismo mes del año pasado, según indicó Red Eléctrica de España. El gestor de la red señaló que si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica descendió un 1,5% con respecto a septiembre del 2016.

Por tecnologías, la producción de origen eólico en septiembre alcanzó los 2.764 GWh, un 7% superior a la del mismo mes del año pasado, y el 15% de la producción total, mientras que las fuentes de generación que más han aportado durante el mes han sido la nuclear (24,9%) y los ciclos combinados (17,1%). El carbón cubrió el 14,7%, la cogeneración el 11,9%, la hidráulica el 6%, la solar fotovoltaica el 3,9% y la solar térmica el 3,9%. En el mes de septiembre, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 30,3% de la producción. Mientras, el 54,9% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO2.

En los primeros nueve meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 189.236 GWh, un 0,6% más que en el 2016. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica ha aumentado un 1% respecto a la registrada en el año anterior. En lo que va de año, el 23,5% de la generación ha procedido de la nuclear, el 19,1% de la eólica, el 16,4% del carbón, el 12,3% de los ciclos combinados, el 11,6% de la cogeneración, el 8,3% de la hidráulica y el 3,5% de la solar fotovoltaica.

Ecologistas en Acción promociona en España un documental sobre las «caras ocultas» de la biomasa y los biocombustibles

Europa Press.- Ecologistas en Acción ha estrenado en España el documental Una cuestión candente. Las caras ocultas de la biomasa y otros biocombustibles. Este documental ilustra 5 casos reales en Estados europeos en los que el aprovechamiento energético de biomasas forestales y agrícolas, impulsados por las políticas de la Unión Europea de energía y clima, «provoca importantes problemas de deforestación y erosión, destrucción de hábitats y pérdida de biodiversidad, acaparamiento de tierras por grandes empresas e inversores, o un incremento en las importaciones alimentarias».

Los casos descritos en el documental tratan sobre el aprovechamiento de la biomasa forestal en Italia y Rusia, y de biomasas agrícolas en Rumanía (colza para agrodiesel), Alemania e Italia (cultivos y residuos para biogás). Para Ecologistas en Acción el aprovechamiento energético de biomasas «debe formar parte de la transición hacia economías bajas en carbono, pero no de cualquier manera ni para cualquier fracción de biomasa». Consideran «imprescindible» garantizar la sostenibilidad en su obtención y perseguir la mayor eficiencia posible en el uso de los recursos. Sin embargo, «para la organización ecologista ninguno de estos aspectos están garantizados en la actualidad por el marco normativo».

La organización ecologista cree «imprescindible» fomentar el debate sobre cuándo los usos energéticos de la biomasa son sostenibles y deben priorizarse frente a otros; vinculando las políticas públicas de fomento de la bioenergía a dichas situaciones, estableciendo criterios de sostenibilidad obligatorios y objetivos compatibles con su cumplimiento. No obstante, critican que «el sector y sus organizaciones profesionales evitan dicho debate».  Para Ecologistas en Acción, el fomento de únicamente aquellas formas sostenibles de bioenergía junto a la reducción en nuestros consumos energéticos serán herramientas eficaces de lucha contra el cambio climático y dinamización del medio rural.

Los reguladores de España y Francia acuerdan cómo financiar la interconexión eléctrica submarina por el Golfo de Vizcaya

EFE.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) de Francia han llegado a un acuerdo sobre la financiación de la interconexión eléctrica submarina a través del golfo de Vizcaya, que incluye solicitar una subvención europea por el 40% del coste. Las autoridades reguladoras de España y Francia han acordado un reparto de los costes en función de los beneficios obtenidos por cada país, según indicaron ambas entidades.

La interconexión, que unirá Gatica (España) con Cubnezais (Francia) y deberá estar en servicio en 2025, supondrá una inversión de 1.750 millones de euros. Los dos reguladores subrayan que la conexión submarina ha sido declarada proyecto de interés común por la Comisión Europea en 2013 y 2015 y que, por lo tanto, es susceptible de recibir financiación comunitaria. Por ello, y por las repercusiones positivas de esta infraestructura en el sistema eléctrico, la CNMC y la CRE han decidido postular este proyecto como candidato para obtener una subvención europea por importe de 700 millones de euros, lo que cubriría el 40% de la inversión necesaria.

La interconexión eléctrica de España y Francia por el Golfo de Vizcaya inicia su tramitación y estará funcionando en 2025

EFE / Europa Press.- Red Eléctrica de España y su homóloga francesa Réseau de Transport d’Électricité han iniciado la tramitación para construir la interconexión eléctrica submarina entre España y Francia por el Golfo de Vizcaya, que supondrá unos 1.750 millones de euros de inversión, y que se prevé que comience a operar en 2025.

Ambas sociedades han abierto la consulta pública del proyecto para cumplir con las exigencias europeas que obligan a un proceso de participación pública en la etapa de tramitación inicial de las infraestructuras energéticas transeuropeas, según indicó Red Eléctrica. El nuevo enlace eléctrico reforzará la interconexión entre España y Francia, así como del sistema ibérico con el resto de Europa, mejorará la seguridad de suministro, aumentará la eficiencia de ambos sistemas eléctricos y permitirá una mayor integración de energías renovables. España cuenta actualmente con un nivel de interconexión con Europa muy alejado del mínimo establecido por la Unión Europea para 2020: el 10% de la capacidad de producción instalada, que en el caso de España tendría que alcanzar los 10.000 MW.

La primera interconexión submarina entre España y Francia permitirá aumentar la capacidad de intercambio desde los 2.800 megavatios (MW) actuales hasta los 5.000, lo que elevará la seguridad, la estabilidad y la calidad del suministro eléctrico entre los dos países y también con el resto de Europa, según Red Eléctrica de España. Con un presupuesto aproximado de 1.750 millones de euros y una fecha de finalización prevista en 2025, esta interconexión fue declarada Proyecto de Interés Común por la Comisión Europea y el Parlamento Europeo en octubre del 2013. La interconexión tendrá una longitud de 370 kilómetros (280 submarinos) y estará compuesta por 4 cables, 2 por cada enlace, en corriente continua, con una capacidad de transporte de 2×1.000 MW.

La construcción empezará en 2020

Para cumplir con la obligación de garantizar la información y participación pública, se ha puesto en funcionamiento un sitio web del proyecto y REE celebrará, durante el último trimestre de 2017, encuentros con los Ayuntamientos afectados por el proyecto. Se establecerán, además, puntos de información y se repartirá documentación en los seis municipios incluidos en el ámbito de estudio. Además, está prevista la celebración de jornadas técnicas para ofrecer información a los diferentes grupos de interés. Según el calendario, el período de participación pública se extenderá hasta marzo del 2018, y el plazo para la elaboración de los estudios de impacto e información pública del proyecto, que durará dos años, irá de abril de 2018 al mismo mes de 2020.

La construcción de la interconexión eléctrica submarina por el Golfo de Vizcaya, cuyas obras durarán aproximadamente 4 años, se iniciará en junio de 2020 y está previsto que finalice en octubre de 2024, mes en que comenzará el período de pruebas para su puesta en servicio en mayo de 2025. La empresa responsable del proyecto es Inelfe, constituida en 2008 a partes iguales por Red Eléctrica y su homóloga francesa, con el objetivo de construir y poner en marcha las interconexiones eléctricas entre ambos países para aumentar el volumen de intercambio de energía eléctrica entre la Península y Europa. Inelfe ya realizó la primera interconexión eléctrica entre Francia y España a través de los Pirineos.

La inversión mundial en eficiencia energética aumenta un 9%, según la Agencia Internacional de la Energía

Europa Press.- La inversión mundial en eficiencia energética aumentó un 9% en todo el mundo y se incrementó un 6% la inversión en redes de electricidad mientras que la inversión en petróleo y gas cayó en torno a un 25% y la inversión en generación eléctrica cayó un 5%, según el Informe Mundial de Inversión en Energía, publicado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA).

Así, el estudio señala que en 2016 la inversión total en energía a nivel mundial alcanzó la cifra de 830.000 millones de euros, un 12% menos que el año anterior. Al mismo tiempo, el sector eléctrico aventajó a la demanda de combustibles fósiles para convertirse en el mayor receptor de la inversión en el sector de la energía en 2016 por primera vez en la historia. En la actualidad, el petróleo y el gas siguen representando dos quintos de la inversión mundial a pesar de una caída del 38% en estos sectores entre 2014 y 2016. Como resultado, los componentes bajos en carbono, incluidas las redes de electricidad, crecieron en 6 puntos porcentuales, hasta el 43% en el mismo periodo.

De acuerdo con el informe, la República Popular de China sigue siendo el país que mayor parte del pastel se lleva en la inversión en energía, con el 21% del total mundial. Entre las causas, el estudio observa que, con el cierre del 25% de las plantas de carbón, la inversión en energía en China está incrementándose y se dirige a la electricidad baja en carbono y las redes, así como a la eficiencia energética.

Por su parte, señala que la inversión en India dio un salto del 7% en el último año y consolida así su posición como tercer gran país por detrás de Estados Unidos. Además, apunta que el rápido crecimiento de las economías del sureste asiático juntas representa un 4% del total de la inversión global en energía. En cuanto a Estados Unidos, señala que después de un agudo declive en la inversión en petróleo y gas, la participación de ese país en la inversión global en energía subió un 16% y se mantiene aún en cifras superiores a las de Europa, donde la inversión cayó un 10%, principalmente por las renovables.

Respecto a las tendencias en el sector, el estudio mundial expone que después de una caída brusca del 44% entre 2014 y 2016, la inversión en petróleo y gas ha repuntado «modestamente» en 2017. Sobre el gasto en redes eléctricas y en capacidad de almacenamiento siguió su tendencia creciente de los últimos cinco años y ha llegado a los 232.000 millones de euros en 2016, con un 30% de expansión debido al gasto de China (30%) en sus sistemas de distribución. Otro 15% en inversiones en redes fue a India y al sudeste asiático, Estados Unidos copó el 17% del total y Europa un 13%.

Europa, China y la eficiencia

Asimismo, explica que la inversión en eficiencia energética se expandió una vez más a pesar de los persistentes precios bajos de la energía y llegó a los 194.000 millones de euros en 2016. Europa fue la región que más destinó a este tipo de inversión, aunque el crecimiento más rápido tuvo lugar en China. Del conjunto global de inversiones en energía a nivel mundial, más del 90% fueron financiadas por inversores. Además, el papel de los actores estatales en la inversión en energía «sigue siendo elevado», bien a través de inversión pública o bien con empresas estatales que en total llegaron a un 42% del total, un nivel superior al 39% de 2011. En esta circunstancia también influye «notablemente» China.

Por otro lado, el informe subraya que las políticas gubernamentales y los nuevos modelos de negocio están teniendo un profundo impacto en la forma de invertir en el suministro eléctrico. Por ejemplo, en 2016, el 94% de la inversión en generación eléctrica a nivel mundial fue acometida por compañías que operan bajo marcos regulatorios para gestionar el riesgo asociado a los variables precios del mercado.

Si bien, la recesión o caída de los precios del petróleo no tuvo un impacto significativo en las inversiones de las empresas de petróleo y gas, aunque muchas de ellas aumentaron el apalancamiento de forma significativa. En todo caso, a pesar del recorte en la inversión y de una mayor disciplina de costes, las principales petroleras aumentaron su deuda por encima de los 84.000 millones de euros entre finales de 2014 y principios de 2017.

En cuanto a la innovación en energía, la digitalización y el empleo, a nivel mundial se han destinado 54.500 millones en investigación y desarrollo en 2015. El estudio precisa que Europa y Estados Unidos son los mayores gastadores en tecnología de la energía, con más de un 25% del total cada uno, mientras que China es el primer inversor en investigación y desarrollo de la energía según PIB después de adelantar a Japón en 2014.

Finalmente, el informe revela que por tercer año consecutivo las emisiones de dióxido de carbono (CO2) se estancaron en 2016 debido a una inversión extendida en eficiencia energética, el cambio del carbón al gas y el impacto acumulativo de la nueva generación baja en carbono. Este crecimiento renovable es, en su mayor parte, compensado por el declive de las inversiones en energía nuclear e hidroeléctrica, que cayeron a la mitad en el último lustro. Por último, el informe concluye que la inversión en renovables necesita aumentar para ir en paralelo con el crecimiento de la demanda eléctrica, y hay un considerable recorrido para más innovación en energías limpias por parte de los gobiernos y, en particular, por el sector privado.