Reino Unido cerrará sus centrales eléctricas de carbón antes de 2025

EFE.- El Gobierno británico cerrará antes de 2025 las centrales eléctricas de carbón que aún operan en el Reino Unido y restringirá su uso antes de 2023, según anunció la ministra de Energía y Cambio Climático, Amber Rudd. En un discurso en el que reveló la nueva estrategia del Ejecutivo en materia energética, Rudd consideró «perverso» continuar dependiendo del carbón, que actualmente proporciona aproximadamente un 28% de la electricidad nacional.

Al tiempo que anticipó la eventual clausura de esas plantas, Rudd señaló que el gas se convertirá en el suministrador energético «central» de este país e indicó que será «imperativo» construir nuevas plantas alimentadas con gas en la próxima década. Según esta responsable, esa medida será «una de las mayores y más eficientes contribuciones» del Reino Unido para reducir las emisiones. «Estamos erradicando un legado de pobre inversión y de plantas eléctricas envejecidas, que necesitamos reemplazar con alternativas que sean seguras, económicas y ayuden a reducir las emisiones», explicó Rudd.

La ministra resaltó que «no puede ser aceptable en una economía avanzada como la del Reino Unido» depender del carbón: «seré clara: éste no es el futuro«. «Nuestra determinación a recortar las emisiones de carbono de la manera más eficiente posible es clara. Este paso nos convertirá en uno de los primeros países desarrollados que se compromete a erradicar el carbón de nuestro sistema», dijo.

El plan del Gobierno ha sido bien acogido por los ecologistas que, no obstante, criticaron el énfasis en el gas en lugar de optar por las renovables. Simon Bullock, de la organización ecologista Amigos de la Tierra, criticó esa nueva estrategia, al considerar que «cambiar carbón por gas es como si un alcohólico cambia dos botellas de whisky al día a dos botellas de oporto».

El discurso de Rudd se produce antes de la celebración, prevista para el próximo diciembre, de la cumbre sobre Cambio Climático de la ONU en París, destinada a alcanzar un nuevo acuerdo, que previsiblemente añadirá presión para eliminar las emisiones globales de carbono y erradicar paulatinamente los combustibles fósiles. La ministra enfatizó además que la inversión en energía nuclear es vital en la política del Gobierno y consideró que los planes de invertir en nuevas plantas de energía nuclear podrían proporcionar casi un tercio de la electricidad de bajo carbono que el Reino Unido necesitará en los próximos 15 años.

Las eléctricas europeas ganarán productividad si hacen con rapidez la transformación digital, según la consultora Capgemini

Europa Press.- Las eléctricas europeas tienen la oportunidad de adaptarse al nuevo contexto energético y aumentar su competitividad si aprovechan la transformación digital, según el Observatorio Europeo de los Mercados de la Energía de Capgemini. El observatorio muestra que los mercados europeos de electricidad y gas continúan siendo muy inestables y que, a pesar de los deseos manifiestos de la Comisión Europea de profundizar en la Unión Energética, las medidas para mejorar el mercado y la garantía de suministro no son lo suficientemente rápidas ni tangibles.

En este contexto, que el estudio califica de «pesimista», es en el que las eléctricas deben apostar por la transformación digital, que vendrá acompañada de la transición energética hacia nuevas fuentes de generación y mecanismos de distribución. La «mutación» a la que se enfrentan las eléctricas, indica Capgemini, es fruto precisamente de la conjunción entre las dos variables: la transformación digital y la transición energética.

El observatorio se hace eco de los múltiples cambios en los modelos de negocio provocados por esta transición energética, tales como la generación distribuida, la compleja gestión de la red eléctrica con las energías renovables, las redes inteligentes así como los medidores inteligentes que mejoran el conocimiento del cliente por parte de los operadores. Estos cambios coinciden con mercados mayoristas de electricidad y gas en depresión y con una drástica caída en los precios del petróleo que acentúa la caída de los precios energéticos, señala.

La EWEA prevé que España duplique su capacidad eólica y supere los 50.000 MW eólicos instalados en 2030

Redacción / Agencias.- La Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) prevé que España pueda alcanzar una capacidad instalada eólica de hasta 52.500 megavatios (MW) en 2030, lo que supondría más del doble de los casi 23.000 MW actualmente instalados. La patronal europea publicó su informe de previsiones para el sector, en las que señala la existencia de tres escenarios posibles para el desarrollo del sector.

En el caso de España, las cifras de crecimiento para 2030 irían hasta los 35.005 MW de energía eólica del escenario más adverso, pasando por los 44.505 MW eólicos de un escenario central, hasta los 52.500 MW eólicos para el más favorable. De estas previsiones de crecimiento para el sector en España, el grueso de ellos serían en la eólica terrestre, ya que para la marina solamente se prevé un incremento en el mejor de los escenarios, pasando de los 5 MW actuales a un total de 500 MW instalados.

Estos crecimientos se podrían traducir en un incremento de la producción eléctrica proveniente de este tipo de renovable hasta los 112.811 gigavatios hora (GWh), para el mejor de los escenarios, sólo superados por Alemania (221.497 GWh), Reino Unido (171.453 GWh) y Francia (114.942 GWh). En el caso del escenario más adverso, la producción de electricidad en España se situaría en 2030 en los 74.711 GWh, mientras que para el escenario central alcanzaría los 93.575 GWh.

Según las previsiones, la energía eólica podrá cubrir el 24,4% de la demanda de electricidad europea en 2030 «si los estados miembros cumplen los objetivos climáticos y energéticos» y se alcanzan los 320 gigavatios (GW) de potencia instalada eólica. Actualmente el sector tiene una potencia de 128,8 GW y cubre un 10% del consumo energético europeo durante un año de vientos medios. De esta capacidad instalada, la EWEA estima que 254 GW serán eólica terrestre y 66 GW procederán de la eólica marina. Si este escenario se cumple, la industria eólica europea dará empleo a unos 334.000 personas en 2030.

Sin embargo, EWEA supedita estas previsiones a una serie de factores políticos y regulatorios que incluyen «una estructura de gobierno clara» para toda la Unión Europea con el fin de cumplir el objetivo de energías renovables del 27% para 2030, que fue acordado el año pasado, informa la Asociación Empresarial Eólica (AEE). Entre otras cosas, señala la patronal europea, es necesaria «una dirección clara por parte de la Comisión Europea para garantizar que los estados miembros proponen sólidos planes de acción para las energías renovables y continúan en el camino de cumplir el objetivo común».

Según EWEA, los retos pasan por una nueva directiva de renovables que contenga una sólida base legal para estas energías tras 2020, un mercado de energía reformado y adaptado a la integración de las renovables y un revitalizado Sistema de Comercio de Emisiones que proporcione una clara señal a los inversores sobre el precio que supone la contaminación con CO2.

El fracking ya se marca plazos en España: primeras exploraciones en el norte de Burgos en 2016

EFE.- Shale Gas España, plataforma que agrupa a las empresas que han solicitado permisos para la extracción de gas mediante el uso del fracking en este país, reclamó a las administraciones que resuelvan los estudios de impacto ambiental con la intención de realizar sus primeras prospecciones en 2016. Su intención es que los tres primeros pozos exploratorios que se instalen en España estén listos en el norte de Burgos en 2016 y poder iniciar la explotación un año más tarde si es económicamente viable.

La fractura hidráulica o fracking es una técnica que consiste en inyectar agua y productos químicos a gran profundidad para romper la roca de pizarra que alberga gas o petróleo. En este sentido, el dirigente de Shale Gas España, David Alameda, pidió «prudencia y responsabilidad» para dejar que sean los organismos oficiales los que se pronuncien sobre el uso de la fractura hidráulica. Por ello recordó que España importa la mayor parte del petróleo y el gas que consume, mientras que, según los análisis preliminares de las empresas, en el subsuelo de la península ibérica hay gas para garantizar el abastecimiento estatal durante 90 años.

El director general de Shale Gas España indicó que las empresas de fracking llevan 3 años trabajando para elaborar los proyectos y estudios de impacto ambiental. Además, la Ley de Evaluación Ambiental de 2013 les obliga a exponer estos estudios a varios organismos oficiales. En el caso de Burgos, uno de esos organismos es el Consejo de Seguridad Nuclear, que señaló que no hay problema para usar el fracking cerca de la central de Garoña.

Alameda ha insistido en que en los últimos 40 años se han realizado dos millones de fracturas hidráulicas en todo el mundo y solo se han detectado cuatro casos de movimientos sísmicos de un nivel inferior a 3 grados en la escala de Richter, por debajo de lo que puede apreciar el ser humano. Por ello ha insistido en que Burgos será la provincia pionera en el uso del fracking en España si prosperan las tres peticiones formuladas para el norte de la provincia castellana.

En cada una de ellas se instalará un solo pozo de exploración en un primer momento, aunque el permiso plantea un máximo de tres pozos por área si fuera necesario. El objetivo de estos «pozos de exploración» es determinar si la extracción del gas resultaría económicamente viable, «porque lo que sí está claro es que el gas está ahí», ha asegurado Alameda. De ser así, las empresas tendrían que someter el proyecto de extracción a un nuevo procedimiento de impacto ambiental y obtención de licencias.

Las nuevas actividades de eólica marina aumentan la carga de trabajo de Navantia en Galicia y Andalucía y generan empleo

Europa Press.- Las operaciones en el sector eólico marino (offshore) en las que se ha embarcado Navantia generarán unos 400 trabajos en Galicia y otros 700 en Andalucía durante los próximos tres años sólo en las industrias auxiliares, según calculó el presidente de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), Ramón Aguirre.

Durante su comparecencia ante la Comisión de Presupuestos del Congreso de los Diputados, Aguirre destacó que un «éxito» de la política de diversificación del grupo es precisamente la implantación de Navantia en el mercado del eólico offshore, donde «no es exagerado decir que está situada como una de las mejoras» empresas productoras. «Considero que se ha abierto un mercado que claramente puede dar trabajo a Navantia y que podría garantizar la carga de trabajo durante unos 10 años», ha insistido el presidente, mencionando por ejemplo los contratos ya firmados de la Operación Wikinger de Bilfinger e Iberdrola para la producción eólica marina en el norte de Reino Unido, que implica la producción de varias piezas en los astilleros de Ferrol.

Aguirre, que reconoció que la naviera es una de las empresas que «más tensiones» genera en el holding, destacó que está respondiendo a los apoyos del Gobierno y también al levantamiento del veto para la construcción civil, que le permitieron conseguir un contrato para construir unos petroleros a partir de 2016 en los astilleros de Cádiz y Ferrol. Junto a eso, está a punto de botarse el flotel gallego, encargado por Pemex, y hay otras ofertas comerciales con «horizonte de éxito» de entre los 314 concursos internacionales a los que Navantia se ha presentado. En concreto, Aguirre se ha referido a Arabia Saudí, Australia, Turquía, Brasil, Canadá y Nueva Zelanda.

La CNMC discrepa de Red Eléctrica y aconseja no invertir en el mallado de la red de transporte de energía

EFE / Servimedia.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) advierte de que no se debe seguir invirtiendo en el mallado de la red y de que habría que redistribuir el reparto de las inversiones en la red de transporte para evitar sobrecostes al sistema y considera que debe modificarse la previsión de la evolución demanda eléctrica para los próximos años. Según cálculos del organismo, la demanda eléctrica aumentará una media del 1,7% hasta 2020.

Así lo señala el regulador en su informe sobre la Propuesta de Planificación de la red de transporte de energía eléctrica 2015-2020, en el que recoge una serie de modificaciones que deberían incluirse en el documento que servirán de referencia para el sector eléctrico nacional en los próximos seis años. Entre otros aspectos, la CNMC revisa las previsiones de la demanda, la planificación de la red de transporte o la necesidad de actualizar el documento de planificación al menos cada tres años para, en consecuencia, alcanzar eficiencias económicas y ambientales.

En concreto, sobre la previsión de la demanda de electricidad, la CNMC estima que aumentará de media un 1,7% entre 2015 y 2020, con un crecimiento más moderado en 2015 y 2016, acorde con la recuperación económica y otros factores de eficiencia. Mientras, en el periodo 2017-2020, la tasa de crecimiento rozará el 2%. Por el contrario, la propuesta de Industria señala un crecimiento medio de la demanda de electricidad del 2,3% entre 2013 y 2020. Por lo que respecta a la prospectiva de demanda energética, la CNMC considera que se debería actualizar la previsión de la evolución económica y la de los precios energéticos.

De la misma manera, apunta que la previsión de precio mayorista de la electricidad en 45 euros el megavatio hora (MWh) hasta 2020 contemplado por Industria es «coherente» con la cotización actual, pero que «sería conveniente que el análisis coste-beneficio contemplara diferentes hipótesis de precios», para adaptar las inversiones. En cuanto a gestión de la demanda, la propuesta prevé que los diferentes mecanismos, incluidos los contadores inteligentes, permitan rebajar en 1.500 megavatios (MW) la demanda punta, el momento del día de mayor consumo.Además, estima que en 2020 el parque de vehículos eléctricos habrá alcanzado las 500.000 unidades, lo que supondrá que suba la demanda en 1,5 teravatios hora (TWh).

En cuanto a la calidad del servicio en la planificación de la red de transporte, la Comisión «coincide con el Operador del Sistema (Red Eléctrica) en los problemas que ha detectado». Sin embargo, la CNMC considera que algunas soluciones apuntadas «no cumplen el principio del mínimo coste para el sistema», tal como se exige en la Ley del Sector Eléctrico. De esta forma, cree que «continuar invirtiendo en el mallado de la red, provoca un sobrecoste para el sistema eléctrico, que podría evitarse», y discrepa de la propuesta de cerrar subestaciones construidas, «medida que implica onerosas inversiones en la red de transporte y de distribución».

El Ministerio de Industria prevé que la inversión en la red de transporte eléctrico entre 2015 y 2020 se sitúe en 4.411 millones de euros, según este informe. El conjunto de inversiones prevista se sitúa, de acuerdo a este documento, en 4.541 millones, de los que se deducen 130 millones correspondientes a la estimación de ayudas europeas para contribuir a una economía baja en carbón. La mayor partida de estas inversiones, 1.300 millones, se dedicará a mejorar el mallado, el refuerzo de la red, mientras que 980 millones serán para seguridad de suministro, 971 millones para interconexiones y 706 millones para apoyo a la distribución.

Por áreas geográficas, 2.793 millones corresponderán a la Península, 885 millones a Canarias y 245 millones a Baleares, a los que se añaden 383 millones para conexiones entre islas en Baleares, 129 millones para la conexión entre Ceuta y la Península y 106 millones para las conexiones entre islas en Canarias. Más de la mitad de las inversiones previstas, 2.619 millones, corresponden a actuaciones que ya están en marcha, mientras que el resto obedecen a necesidades identificadas por seguridad de suministro, solicitudes de conexión o redes necesarias para el ferrocarril de alta velocidad, entre otros.

Por otra parte, el organismo presidido por José María Marín Quemada considera que la propuesta de planificación debería haber incluido una memoria económica justificativa, que contemple la metodología europea y la valoración económica de otros criterios que se emplearon para su elaboración. Asimismo, discrepa en la planificación de las infraestructuras eléctricas que se construirán hasta 2020 y su estimación económica al considerar que debería replantearse el reparto previsto de la inversión entre las actuaciones por mallado de la red de transporte (80%) y las otras actuaciones asociadas a la demanda o a la generación (20%).

Gamesa prevé duplicar su beneficio operativo para 2017 y se plantea entrar en el negocio solar

Redacción / Agencias.- El fabricante de aerogeneradores Gamesa prevé duplicar su resultado operativo (ebit) entre 2014 y 2017 y se plantea la entrada en nuevos negocios, como el solar o el de redes aisladas offgrid, según explicó su presidente, Ignacio Martín. Así figura en su plan de perspectivas 2015-2017, en el que Martín subrayó que Gamesa espera registrar incrementos «de doble dígito» en las ventas de aerogeneradores, hasta situarse en torno a 3.500 o 3.800 megavatios equivalentes (MWe) en 2017, frente a los 2.600 MWe de 2014.

Este repunte, que les permitirá alcanzar una cuota de mercado del 8,5% excluyendo a China, donde es el primer fabricante extranjero, será compatible con «una disciplina importante de costes«, que les garantizará la rentabilidad si la situación económica se deteriora. Paralelamente, Gamesa analiza «posibilidades en áreas que no son específicas de viento», como la energía solar o las redes eléctricas aisladas para «preparar negocios futuros» más allá de 2017. Estos nuevos negocios se limitan a ciertas circunstancias, como planes de desarrollo solar en la India, donde el grupo se limitaría a la ejecución de proyectos, sin abrir fábricas, y la necesidad de redes aisladas en lugares sin acceso a la red principal o industrias aisladas.

Entre los nuevos negocios también figura la eólica marina, a través de su acuerdo con Areva para crear la sociedad Adwen, que trabaja en el desarrollo del aerogenerador más grande del mundo, de 8 megavatios (MW), que previsiblemente no empezará a funcionar hasta más allá de 2017. También contribuirá a conseguir los objetivos la continuación de su actividad en aerogeneradores terrestres, con una elevada diversificación geográfica en los principales mercados eólicos, ya que prevé mantener su posición de liderazgo en India, México y Brasil, así como avanzar en otros mercados gracias a su nuevo aerogenerador de 3,3 MW, todavía en desarrollo. La división de operación y mantenimiento prevé crecimientos del 20% en ventas hasta 2017.

Así, el plan 2015-2017 no solo es un «plan de crecimiento», resaltó Martín, sino que también busca «preparar a Gamesa para los años futuros» tras la reconversión llevada a cabo a partir de 2012, saldada con una vuelta a la rentabilidad y con un «balance mucho más robusto». «El entorno ha cambiado», incidió Martín, tanto desde un punto de vista económico como regulatorio, donde ahora existe «más visibilidad», que coinciden con un incremento de la demanda, lo que se traduce en «oportunidades de crecimiento» que Gamesa pretende «aprovechar». Para sustentar este crecimiento, el fabricante aumentará sus inversiones entre un 4% y un 5% este año, aunque «con cabeza», advirtió Martín, ya que el repunte será inferior al 3,5% en 2017.

Martín destacó el potente nivel investigador de Gamesa, con más de 700 patentes vivas, al tiempo que subrayó que el centro de I+D y la base industrial se mantienen en España, a pesar de que actualmente no hay proyectos en el país. En ese sentido, indicó que el modelo de subasta competitiva propuesto por el Gobierno, por el que los proyectos se adjudican a quien está dispuesto a cobrar menos ayudas, «tiene que dar bastantes vueltas antes de ser una realidad», porque los importes planteados son inferiores a los que necesitan. Al mismo tiempo, insistió en que la repotenciación, sustitución de equipos antiguos por otros nuevos, es «imprescindible» porque sino el parque eólico «se achatarrará«.

El fabricante de aerogeneradores indicó que las nuevas perspectivas «tienen como objetivo consolidar el crecimiento rentable iniciado en el plan anterior, ofrecer un reparto de dividendos sostenible y creciente, del 25% del beneficio neto, y acelerar la creación de valor para el accionista». Entre los objetivos prioritarios para el período se encuentra el control de la estructura y del balance en un entorno de actividad «creciente», con el objetivo de mantener la rentabilidad «independientemente de la evolución de la demanda«.

A su vez, contempla mejorar sus ratios de rentabilidad mediante un «estricto» control de gastos fijos y la implantación de nuevos programas de mejora continua, con lo que espera duplicar en 2017 su beneficio operativo (Ebit) desde los 181 millones registrados en 2014, alcanzando un margen Ebit sobre ventas superior al 8%. Otra de las prioridades es el control del circulante, por lo que prevé realizar inversiones modulares, en función del ritmo de crecimiento, así como generar caja neta a lo largo de todo el periodo. De esta forma, junto a la solidez del balance espera poder mantener una política «atractiva» de dividendo con un reparto de, al menos, el 25% del beneficio neto anual.

Gamesa se dispara en Bolsa

Tras presentar sus perspectivas para 2015-2017, las acciones de Gamesa lideraron la sesión en el Ibex 35 tras cerrar con un repunte del más del 6,46%, hasta acabar la sesión en los 13,915 euros en una jornada en la que el selectivo cerró con una ligera subida del 0,27%. Con esta nueva subida, los títulos de Gamesa se confirman así como el mejor valor dentro del Ibex 35 en lo que va de 2015 tras acumular una revalorización de más del 80% en el año.

Endesa prevé ganar 1.000 millones de euros este año, un 5% más, e invertir 4.400 millones hasta 2019

Redacción / Agencias.- Endesa prevé ganar este año 1.000 millones de euros, un 5% más, y acometer unas inversiones de 4.400 millones de euros hasta 2019, según la información remitida por la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). La eléctrica espera mejorar su beneficio neto hasta alcanzar los 1.200 millones de euros en 2016 y 2017, y confirma su previsión de registrar un beneficio bruto de explotación (Ebitda) de 3.000 millones este año y de 3.100 millones los dos próximos ejercicios.

La mejora de las previsiones con respecto al plan de negocio publicado tras su Oferta Pública de Venta (OPV) obedece a las «mejores perspectivas» de crecimiento económico y de la demanda eléctrica, con una perspectiva de alcanzar entre 273 y 278 teravatios/hora (TWh) en 2020, un 1,9% más. A esto se suma un mayor esfuerzo de la compañía en el ahorro de costes y al fortalecimiento de su apuesta por Portugal, donde Endesa prevé crecer en los negocios de gas y electricidad, así como la expansión en gas en Francia.

En cuanto a las inversiones, el plan de negocio 2015-2019 las mantiene en 4.400 millones, de los que un 47% (2.100 millones) irá destinado a distribución, un 33% a generación (1.400 millones sin incluir la adaptación de las térmicas de carbón nacional), un 10% a comercialización y un 10% a actividades extrapeninsulares. El grupo espera invertir 800 millones este año y 900 millones en 2016 y 2017. En la inversión en distribución destaca el despliegue de contadores inteligentes, a los que dedicará 600 millones de euros, una actividad que le reportará 135 millones de euros anuales en concepto de alquiler.

Los cuatro pilares del plan estratégico se basan en el aprovechamiento de todo el potencial de la regulación, el crecimiento orgánico del negocio liberalizado, mejorar la eficiencia y dedicar las inversiones a actividades rentables.   En el ámbito de la eficiencia, los costes operativos se reducirán de 2.400 millones de euros en 2014 a 2.100 millones en 2019, mientras que los de mantenimiento se reducirán de 640 millones a 580 millones.

Endesa apuesta por una mayor electrificación para lograr los objetivos de renovables en 2030. Para esta electrificación, reclama un «rediseño de las tarifas eléctricas» en las que se reduzcan impuestos y subsidios, y cita como «principales líneas de actuación» el coche eléctrico, las baterías, la climatización y la generación distribuida. Endesa asegura además que se encuentra «preparada» para la nueva factura por horas de la luz que arrancará en octubre.

A su vez, como ya anunció la compañía presidida por Borja Prado, la política de dividendo de Endesa para este ejercicio y el año que viene contempla un crecimiento anual del 5% del dividendo respecto al del año anterior, con un pay out máximo del 100%. Para Endesa, este reclamo, sumado al 22% que lleva de subidas en Bolsa, hará que se mejore su atractivo como empresa cotizada del Ibex.

S&P pone en revisión positiva la calificación crediticia de Abengoa

EFE.- La agencia de medición de riesgos Standard & Poor’s (S&P) puso en revisión la calificación crediticia de Abengoa para una posible mejora, ante el anuncio de que reducirá su participación en su filial Abengoa Yield.

Según ha informado la agencia, la nota de Abengoa se mantiene en B, nivel situado en la zona media de lo que comúnmente se denomina bono basura, y en BB+ la de Abengoa Yield, filial cotizada en los Estados Unidos a la que la matriz vende los activos concesionales terminados de construir. S&P considera que Abengoa está comprometida a reducir su participación en la filial por debajo del 50%, por lo que Abengoa Yield ya no consolidará en la matriz.

Los operadores del mercado eléctrico se alían con Deutsche Börse para integrar la cotización continua intradiaria en el mercado europeo

Europa Press / EFE.- Los operadores europeos del mercado de electricidad, entre los que está el español OMIE, han firmado, con el apoyo de 15 gestores de redes de transporte (TSOs), un contrato con Deutsche Börse AG para el desarrollo de una solución con la que gestionar el mercado intradiario transfronterizo europeo (XBID Solution).

En concreto, tras la finalización de la fase de diseño, el desarrollo de la solución comenzará con efecto inmediato. Se prevé que sea completada en la primavera de 2016 y después se abrirá un periodo de prueba. La entrada en operación de la solución en el mercado se espera para 2017. Así, la solución XBID creará un único mercado intradiario europeo integrado, según indicaron los operadores. Esta solución se basará en un sistema informático común, que será desarrollado por Deutsche Börse AG, vinculando los sistemas de comercio locales, gestionados por los operadores de mercado de electricidad, así como las capacidades de transporte transfronterizo disponibles que suministran los operadores del sistema.

Los firmantes del acuerdo con Deutsche Börse son Apex Group (APX y Belpex), que operan en Holanda, Bélgica y Reino Unido; EPEX Spot, que actúa en Alemania, Austria, Francia y Suiza; el italiano GME; Nord Pool Spot, responsable de operación en el norte de Europa; y OMIE. Una vez acoplados los mercados diarios europeos, el acoplamiento de los mercados intradiarios es un componente clave en el objetivo de conseguir un mercado interior de la energía.

Las órdenes introducidas por los participantes del mercado en una zona de negociación podrán ser casadas, en el mercado continuo, con otras órdenes presentadas por los participantes del mercado en cualquier otra zona de negociación que esté cubierta por la solución XBID, siempre que haya capacidad transfronteriza disponible. El director de Asuntos Europeos de RTE y copresidente del proyecto de mercado intradiario XBID, Jean Verseille, destacó que la firma del contrato supone un «hito clave en un proyecto complejo» y refleja los grandes esfuerzos y la colaboración de los operadores del mercado y del sistema.