Los precios de almacenamiento de energía en parques solares cae en Estados Unidos a menos de 40 dólares por megavatio/hora

Redacción.- Las utilities de Estados Unidos, en su búsqueda de nuevas fuentes de energía en los períodos punta (de mayor consumo), están recurriendo a parques solares integrados con sistemas de almacenamiento de baterías que ahorran energía para su uso posterior, compensando su dependencia de los generadores convencionales mediante combustibles fósiles, a menudo a precios más bajos.

Esta tendencia es más evidente en Hawái y en el oeste de los Estados Unidos, donde la multiplicación de los acuerdos de compra de energía (PPA) con almacenamiento solar, refleja unos activos maduros de potencia punta, con precios competitivos, según una revisión de S&P Global Market Intelligence. Si bien las configuraciones de los proyectos y las condiciones de los contratos varían, los precios de los parques solares a gran escala junto con las grandes baterías de iones de litio, que generalmente ofrecen 4 horas de almacenamiento de energía, han caído a entre 30 dólares/MWh y 40 dólares/MWh en varios acuerdos recientes y contratos en negociación.

La actividad de contratación, para lo que el desarrollador de proyectos AES Corp. ha llamado «picos fotovoltaicos», ha despegado en el suroeste de Estados Unidos, tanto para PPA como para proyectos propiedad de utilities. En 2018, los agregadores de la comunidad de California Monterey Bay Community Power y Silicon Valley Clean Energy anunciaron acuerdos con los desarrolladores de dos grandes plantas fotovoltaicas integradas con almacenamiento de batería en los condados de Kern y Kings, a precios que se revelaron en una reunión pública que no debe exceder los 40 dólares/MWh.

Por un lado, el proyecto Slate Solar, que integra 150 MW de energía fotovoltaica con un sistema de almacenamiento de energía de batería de 45 MW, está programado para estar conectado en junio de 2021 bajo contratos separados de 15 años entre Recurrent Energy LLC y los dos agregadores. Y por otro, EDF Renewables tiene un acuerdo de 20 años a partir de diciembre de 2021 para dar salida a su proyecto Big Beau Solar, que incluye 128 MW de energía solar y un sistema de batería de 40 MW.

«Este tipo de acuerdos son repetibles… a pesar de que la gente me dijo que el almacenamiento aún no era rentable», recalcó el presidente de Monterey Bay Community Power, Tom Habashi. Añadió que los proyectos a precios competitivos ayudan a reducir la exposición de la agencia pública a las costosas compras de energía punta a corto plazo y el componente de almacenamiento representa menos de 10 dólares/MWh del precio total.

En Nevada, como parte de una decisión que incluyó la jubilación anticipada de un generador de carbón envejecido, los reguladores energéticos estatales aprobaron en diciembre acuerdos a largo plazo entre NV Energy y desarrolladores de tres grandes instalaciones de almacenamiento solar que se espera que funcionen en 2021. Los parques solares Fish Springs Ranch y Dodge Flat de NextEra Energy, así como el proyecto Battle Mountain de Cypress Creek, conforman 3 PPA de 25 años suministrando energía solar a la compañía Sierra Pacific Power a precios fijos de aproximadamente 27 dólares/MWh y 30 dólares/MWh, con contratos adicionales de almacenamiento de entre 10 y 15 años para el almacenamiento de energía.

En un informe de 2018, el Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley estimó en aproximadamente 5 dólares/MWh lo que supone el almacenamiento de energía para esos tres proyectos. A un precio estimado de entre 32 dólares/MWh y 35 dólares/MWh, incluidos los precios de la energía solar revelados por el regulador y los agregados de almacenamiento estimados por el laboratorio nacional, los precios son alrededor de una cuarta parte de lo que la utility Nevada Power (NV Energy) está pagando en su PPA por la producción de Crescent Dunes Solar, planta de energía de concentración de 110 MW con hasta 10 horas de almacenamiento de sal fundida que entró en funcionamiento en 2015.

Como parte de su Plan de Energía de Colorado para alejarse del carbón, Xcel Energy, a través de su filial Public Service de Colorado, está buscando cerrar los contratos para 3 proyectos fotovoltaicos respaldados por batería con «precios bajos sin precedentes» en el rango de entre 30 dólares/MWh y 32 dólares/MWh, según indicó al regulador en 2018. Dos de las tres instalaciones incluyen matrices de baterías de 100 MW y mayores. «No sé si pueden bajar más los precios», apuntó Alex Eller, analista de investigación de Navigant Consulting. «Hemos tenido una carrera hacia el fondo desde hace algún tiempo», señaló.

En Hawái, que tiene los precios de energía más altos del país y que se ha convertido en el terreno de prueba para los paneles solares con baterías, 6 PPA a largo plazo, aprobados recientemente entre Hawaiian Electric Industries y las filiales de AES Corp. Clearway Energy, Hanwha Corp. e Innergex Renewable Energy, varían entre los 78 dólares/MWh y 99 dólares/MWh para proyectos contratados para comenzar en 2021 y 2022.

Si bien son más altos que otros PPA recientes en los Estados Unidos, esos precios son «significativamente más bajos que el coste actual de la generación mediante combustibles fósiles» en Hawai, a aproximadamente 150 dólares/MWh, señaló Hawaiian Electric en marzo. Además, los últimos acuerdos de Hawai tienen un precio muy por debajo de los contratos anteriores a pesar de contar con baterías sustancialmente más grandes.

Por ejemplo, el proyecto AES Kuihelani Solar en Maui, contratado para comenzar en 2021, incluye una planta fotovoltaica de 60 MW emparejada con 60 MW de baterías de 4 horas. El proyecto se basa en «un nuevo modelo de PPA», según la Comisión de Servicios Públicos de Hawaii, que otorga a Maui Electric una «flexibilidad contractual para gestionar instalaciones de energía renovable» a 78 dólares/MWh.

La Fundación Renovables propone distinguir entre precio marginal y retribución en el nuevo diseño europeo del mercado de la electricidad

Europa Press.- La Fundación Renovables ha propuesto distinguir entre el precio marginal y la retribución en el nuevo diseño europeo del mercado de la electricidad, de forma que no todos los kilovatios por hora (kWh) que se viertan a la red eléctrica sean retribuidos al mismo precio.

La Fundación propone que se establezcan procesos de competencia para desacoplar los precios del mercado y la retribución de las distintas tecnologías. Asegura que es necesario distinguir entre el precio del mercado, que refleja el coste marginal del sistema, y la retribución que tendrían que recibir las distintas tecnologías y que debiera ser cercana a sus costes medios. No objeta que el precio del kWh en el mercado pueda ser único y servir como referencia para guiar las decisiones de consumo, pero sí que sea la base para fijar las retribuciones de todas las centrales.

Para desacoplar los precios y la retribución de las distintas tecnologías propone hacer competir a las nuevas centrales para acceder al mercado, por ejemplo, a través de subastas, como ya se hace con las inversiones en renovables de forma que, mediante la competencia en el momento de la inversión, la retribución de las nuevas centrales reflejaría sus costes medios y se preservarían sus incentivos a producir solo cuando resultara eficiente.

En cuanto a la fijación del mix de generación y de los mecanismos de asignación de nueva generación, la Fundación Renovables advierte de que las inversiones solo se van a llevar a cabo si su retribución esperada es estable, sobre todo cuando la mayor penetración de renovables deprima los precios en el mercado y sea necesario que el regulador ofrezca «señales claras» del valor que aporte cada nueva central generadora. Para ello, propone otros criterios, como la capacidad de respaldo, sistemas de almacenamiento, oportunidad de sustituir a otra tecnología no renovable o capacidad de gestión flexible. Se trata, de «no dar pasos equivocados apostando por inversiones en instalaciones no renovables que hipotecan el sistema y no tienen el futuro garantizado».

La demanda de energía eléctrica desciende un 5,2% en febrero y la energía nuclear es la principal fuente de generación

Europa Press.– La demanda peninsular de energía eléctrica en febrero fue de 20.174 gigavatios por hora (GWh), lo que supone un descenso del 5,2% en relación al pasado año, una caída que se reduce al 2% si se tienen en cuenta los efectos de calendario y temperaturas. Según datos de Red Eléctrica de España, entre enero y febrero la demanda eléctrica ha sido de 43.426 GWh, un 1% por debajo del mismo periodo del año pasado, un 0,7% con los datos corregidos.

En su conjunto, las tecnologías de energía eléctrica que no emiten dióxido de carbono (CO2) generaron cerca del 63% del total en la península en el mes de febrero. En cuanto a las fuentes de energía renovable, estas representaron el 38% de la producción. Además, la producción de origen eólico en febrero alcanzó los 3.619 GWh, lo que supone una caída de casi el 22% en relación al pasado año.

De esta forma, tras la nuclear, que es la fuente que mayor cuota de mercado presentó en febrero, un 24,3%, se sitúan la eólica (18,5%); la hidráulica (12,9%); la de ciclo combinado (12,7%); la de cogeneración (12,2%); y la del carbón (11,5%). Le siguen la solar fotovoltaica, con el 3% de toda la generación; la solar térmica (1,4%); los residuos no renovables (0,9%); los bombeos (0,8%); y los residuos renovables (0,3%). El conjunto de otras tecnologías renovables alcanza el 1,5%.

Unidos Podemos exige objetivos más ambiciosos en la Ley de Cambio Climático y hace propuestas para reformar el sector eléctrico

Europa Press.– Unidos Podemos defiende la necesidad de abordar una reforma del mercado eléctrico, así como otra serie de medidas para abaratar la tarifa de la luz, entre las que destaca el recorte retributivo a las empresas eléctricas y un gravamen en las centrales ya amortizadas como las hidráulicas. Asimismo, Unidos Podemos reclama al Gobierno objetivos más ambiciosos en su Ley de Cambio Climático, tanto en reducción de emisiones de CO2, como en la implantación de renovables.

El diputado de Equo, Juan López de Uralde, destaca la necesidad de establecer un objetivo de reducción de emisiones de CO2 para 2030 del 35% respecto a 1990 y un objetivo del 45% del consumo de energía final mediante fuentes de energía renovables, y sin centrales nucleares. El objetivo es llegar a un escenario en 2050, con un 95% de reducción de emisiones de CO2 respecto a 1990 y un 100% del consumo de renovables, así como un 50% para el objetivo de eficiencia energética.

Equo ha calificado de «tomadura de pelo» el proyecto de ley aprobado y ha lamentado que el equipo de Ribera no avanzara lo suficiente para haber llevado una norma a tramitación al Congreso cuando, a su juicio, había tiempo. «Esperamos que la próxima legislatura podamos aprobar definitivamente una ley ambiciosa contra el cambio climático. Los ejes de nuestra propuesta los hemos recogido en esta moción», ha indicado López de Uralde. «Esperamos que cuente con un apoyo parlamentario amplio que siente las bases de un acuerdo para que salga adelante esa ley imprescindible y urgente en la próxima legislatura», ha concluido.

Propuestas para el sector eléctrico

Con una iniciativa, registrada en septiembre por los diputados Jorge Luis Bail (Podemos) y Josep Vendrell (En Comú), en plena escalada de los precios del recibo eléctrico, Unidos Podemos aboga por reformar la factura eléctrica reduciendo el coste de la parte fija, los pagos por capacidad que reciben algunas centrales por su disponibilidad y modificar el servicio de interrumpibilidad para asemejarlo a otros modelos europeos.

Otra de las propuestas pasa por una reforma del bono social para que su solicitud sea automática, que el único criterio para acceder a él sea la renta del hogar, garantice que cualquier hogar tenga acceso a un suministro esencial, se reduzca el IVA eléctrico a consumidores vulnerables y las empresas asuman su coste, de forma proporcional a su facturación. Unidos Podemos también reclama auditar los costes de todo el sistema eléctrico para determinar cuánto cuesta producir a cada tecnología, los costes asociados al transporte y la distribución y examinar también el déficit de tarifa.

Asimismo, pide cambios legales para impedir las puertas giratorias desde la gestión pública hacía las empresas energéticas, para las que también pide nuevas obligaciones con el fin de facilitar el acceso a la información, la toma de medidas de eficiencia y ahorro energético de las personas consumidoras. Por otro lado, exige «una reforma de calado» de la carga fiscal en el sistema eléctrico «que fomente la lucha contra el cambio climático y la transición energética», con el fin de aumentar la recaudación asociada a la fiscalidad ambiental «en varios puntos porcentuales del PIB, en línea con Europa, al mismo tiempo que incremente la progresividad fiscal».

La potencia eólica en España aumentó en 392 MW en 2018 y ya supone el 19% de la electricidad consumida

Europa Press.- La potencia eólica aumentó el año pasado en España en 392 megavatios (MW), lo que sitúa el total de la potencia instalada en el país en 23.484 MW, suponiendo ya el 19% de la electricidad consumida, según indicó la Asociación Empresarial Eólica (AEE). De esta nueva potencia instalada, 190 MW (48,5%) corresponden a parques en las Islas Canarias; 90 MW a Aragón, 68 MW a Galicia, 30 MW a Andalucía, 10,37 MW a Castilla-La Mancha y 2,35 MW a Cataluña.

En total, en España hay 1.123 parques presentes en 807 municipios, con 23.308 aerogeneradores instalados que generan 48.902 gigavatios por hora (GWh), capaces de aportar el 19% del consumo eléctrico. Asimismo, hay 195 centros de fabricación en 16 de las 17 comunidades autónomas. Gracias al efecto reductor de la energía eólica en el mercado español, el consumidor se vio favorecido por un menor coste, sobre todo para los consumidores industriales. Por ejemplo, con un consumo de 1.500 MWh con la tarifa AT1 el ahorro en 2018 fue de 3.540 euros.

La comunidad autónoma con mayor potencia instalada continúa siendo Castilla y León, con una cobertura de la demanda eléctrica del 78%. Según la AEE, Castilla y León «es un caso extraordinario», ya que se trata de una comunidad que exporta mucha más electricidad de la que consume. En el ranking de potencia instalada le siguen Castilla-La Mancha y Galicia. Por otra parte, a la cola están Madrid, Ceuta, Melilla, Baleares y Extremadura. De hecho, esta última acaba de inaugurar en febrero su primer parque eólico con 40 MW de potencia.

El objetivo del sector es poner en marcha antes de marzo de 2020 la potencia eólica de las subastas realizadas en 2016 y 2017, algo que supondría «una oportunidad para el crecimiento del mercado y tendría un efecto positivo para España, como el mantenimiento de la industria, la creación de empleo, la reducción de emisiones o el desarrollo social y económico de las zonas con nuevos parques». Actualmente, España es el segundo país europeo en potencia eólica instalada y el quinto a nivel mundial. Además, a través de estas subastas se deberían de conectar más de 3.000 MW de nueva potencia eólica. En cuanto a los compromisos adquiridos, la AEE señala que, pese a las elecciones, estos objetivos no cambiarán.

Protermosolar afirma que en 2030 las renovables podrían aportar el 84% de la generación eléctrica

Europa Press.- Protermosolar asegura que en 2030, según el mix propuesto por la patronal de la industria solar termoeléctrica, la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica podría alcanzar el 84% a un coste por debajo de 50 euros por megavatio/hora, según su estudio Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030. Además, esta elevada contribución de las renovables a la generación de electricidad que plantea Protermosolar permitiría alcanzar el objetivo del 35% de consumo de energías renovables en 2030, cumpliendo con las metas propuestas por Bruselas.

El reparto equilibrado de la potencia solar entre energía fotovoltaica y termosolar es la clave del mix propuesto en el informe. Para ello, la patronal recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados a las tecnologías renovables, apostando por su complementariedad estacional y horaria, al tiempo que se prescinde del carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.

Estas conclusiones, con datos de 2018, son coincidentes con las que había presentado Protermosolar con la serie histórica hasta 2017, a pesar de que el pasado año fue el peor año meteorológicamente hablando para la energía solar. La patronal defiende que las centrales termosolares aportan otro conjunto de ventajas adicionales para la economía, como el incremento de PIB, del empleo y de la convergencia regional, contribuyendo además a una transición energética «justa», gracias al suministro de componentes, equipos y servicios desde Asturias, País Vasco, o Cataluña al sur del país.

El mix que propone Protermosolar pretende ser una «respuesta sólida» frente al reto de la transición energética. Para la patronal, una de las líneas básicas de actuación para alcanzar dicho objetivo pasa por que la energía fotovoltaica sea la tecnología que experimente un crecimiento exponencial y que, a medida que se vayan cerrando las centrales convencionales, las termosolares tomen el relevo, acompañadas por un crecimiento más constante de la potencia eólica y de biomasa. No obstante, aunque su papel no sería esencial hasta pasados unos años, la patronal asegura que deberían establecerse subastas específicas de algunos cientos de megavatios termosolares.

Nuevo récord de producción de energía eólica diaria en el sistema peninsular, con 367.697 MWh

Europa Press. – La generación eólica ha marcado un nuevo récord al producir 367.697 megavatios hora (MWh), superando así los 365,384 MWh que se registraron el 12 de febrero del 2016 y que suponían el anterior mejor registro.

Específicamente, este registro ha supuesto que la eólica haya cubierto el 43,2% del total del sistema eléctrico español de la jornada y se convirtiera así, en la tecnología líder de generación del momento, seguida de la nuclear (17,7%) y el carbón (12,8%), según los datos provisionales de Red Eléctrica de España (REE).

Durante la jornada, el viento ha sido el auténtico protagonista del sistema eléctrico peninsular. En este sentido, el conjunto de las renovables ha significado el 53,3% del ‘mix’ de generación y las tecnologías limpias (que no emiten CO2 a la atmósfera) aportaron así, el 71,3% del total.

Finalmente, la capacidad instalada de potencia eólica asciende a 23.041 MW en el sistema eléctrico peninsular español. Las nuevas renovables deberán incrementarse en el entorno de 5.000 MW cada año hasta el 2030 como parte de la transición energética, para cumplir con los objetivos de descarbonización y lucha contra el cambio climático marcados por la Unión Europea, que incluyen que el 32% de la energía final consumida sea de origen renovable.

La patronal eólica AEE y la fotovoltaica UNEF valoran «positivamente» la propuesta de retribución para 2020-2025 ya que aporta «estabilidad»

Europa Press.- La Asociación Empresarial Eólica (AEE) y la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) han valorado «positivamente» el anteproyecto de ley mediante el que se fijan las nuevas tasas de retribución financiera aplicables a las distintas actividades con retribución regulada del sistema eléctrico para el periodo 2020-2025. Para UNEF supone «un importante avance regulatorio encaminado al desarrollo del sector en beneficio de la sociedad» mientras que para AEE «solventa una petición recurrente del sector, aportando estabilidad a la rentabilidad razonable de las instalaciones».

AEE considera que la metodología basada en el coste medio ponderado del capital (WACC, por sus siglas en inglés) utilizada por el Ministerio para la Transición Ecológica, según indicaciones de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), «es la adecuada y la más común en los países de nuestro entorno, así como validada por los principales agentes financieros». Asimismo, señala que esta medida «recupera la seguridad jurídica, dotando de estabilidad a la rentabilidad razonable, y generando confianza para los inversores y el propio sector renovable en España».

La patronal eólica subraya que, para alcanzar los objetivos de nueva potencia renovable en los próximos años, «es importante un esfuerzo inversor para el que es necesario una planificación a medio y largo plazo y, por supuesto, una estabilidad regulatoria que ayude a financiar los futuros proyectos«. Así, AEE, que afirma que la transición energética «es una enorme oportunidad para España», cree que este anteproyecto «viene a sentar las bases para garantizar las inversiones necesarias».

En el anteproyecto, el Ministerio para la Transición Ecológica propone una tasa de retribución del 5,58% para las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica y del 7,09% para la actividad de producción a partir de renovables, cogeneración y residuos, en línea con la propuesta de la CNMC y que supone un recorte del 14,1% con respecto a la retribución actual del 6,503% para los negocios de redes y generación no peninsular y un 5,5% menos con respecto al 7,503% vigente para las renovables.

Rentabilidad razonable garantizada hasta 2031

Además, con el objeto de garantizar un marco retributivo estable, el anteproyecto plantea que la tasa de retribución del 7,389% que tienen reconocida las instalaciones de energía renovable, cogeneración y residuos con derecho a retribución primada con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-Ley 9/2013, el del recorte a las renovables y que ha sido objeto de una significativa litigiosidad tanto a nivel nacional como a nivel internacional con arbitrajes perdidos por España, no pueda modificarse hasta 2031.

UNEF: «un importante avance regulatorio»

Por su parte, el presidente de UNEF, Jorge Barredo, ha considerado «un paso vital» para la industria fotovoltaica la fijación «estable» de la retribución financiera «para recuperar la imagen de país estable que protege la seguridad jurídica de un mercado que necesita atraer 30.000 millones de euros de inversión para financiar la transición energética». Barredo añadió que la fijación de la retribución financiera en un 7,09% «se acerca a las demandas realizadas por el sector» y señaló que, con esta medida, espera que «se ponga fin al marco cambiante y a la incertidumbre jurídica institucionalizada y se defina una retribución sin alteraciones durante la vida regulatoria de las plantas fotovoltaicas«.

El Gobierno ofrece mantener invariable hasta 2031 la retribución de las renovables instaladas antes de la reforma Soria de 2013

Redacción / Europa Press.- El Ministerio para la Transición Ecológica ha iniciado los trámites del anteproyecto de ley que establece las nuevas tasas de retribución financiera aplicables a las distintas actividades con retribución regulada del sistema eléctrico para el periodo 2020-2025. El anteproyecto presentado plantea que la tasa de retribución que tenían reconocida hasta ahora las instalaciones de energía renovable, cogeneración y residuos con derecho a retribución primada hasta el Real Decreto-Ley 9/2013, el del recorte a las renovables, no pueda modificarse hasta 2031.

Sin embargo, para el período 2020-2025, el Gobierno sí que recortará la retribución de las redes y de las renovables post-reforma Soria. En este sentido, propone una tasa de retribución del 5,58% para las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica y del 7,09% para la actividad de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

De esta manera, el Gobierno avala la propuesta de tasas a estas actividades para el segundo periodo regulatorio que realizó el organismo regulador la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que supone un recorte del 14,1% con respecto a la retribución actual del 6,503% para los negocios de redes y generación no peninsular y un 5,5% menos con respecto al 7,503% vigente para las renovables. Por su parte, las instalaciones anteriores al Real Decreto-ley 9/2013 tienen una tasa de retribución del 7,389%.

La principal novedad en la propuesta de la CNMC era la metodología seguida para establecer la tasa de rentabilidad, basándose en el coste medio ponderado del capital (WACC en inglés), que es la metodología más comúnmente aplicada por los reguladores europeos dentro del ámbito de sus competencias para establecer la tasa de retribución de las actividades reguladas del sector energético.

Además, como se expone, con el objeto de garantizar un marco retributivo estable, el anteproyecto presentado plantea que la tasa de retribución que tienen reconocida en la actualidad las instalaciones de energía renovable, cogeneración y residuos con derecho a retribución primada con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-Ley 9/2013, el del recorte a las renovables y que ha sido objeto de una significativa litigiosidadtanto a nivel nacional como a nivel internacional, no pueda modificarse hasta 2031.

La tasa de retribución financiera se calcula tomando como referencia el rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años (bonos del Estado a 10 años) incrementándolo con un diferencial adecuado. Para determinar el diferencial que aparece en el anteproyecto, el gabinete dirigido por Teresa Ribera solicitó un informe a la CNMC y ratifica sus conclusiones, realizando a su vez la mejor estimación posible del valor de las obligaciones a 10 años en tanto éstas quedan actualizadas, señala el Ministerio.

Estabilidad para instalaciones pre-reforma Soria

Por otra parte, con el objeto de fijar un marco retributivo estable a las instalaciones de renovables afectadas por el recorte aplicado en el Real Decreto 9/2013 y «lanzar una señal positiva a los inversores para evitar el planteamiento de nuevos procedimientos o, en su caso, poner fin a los ya existentes», el anteproyecto propuesto por el Gobierno garantiza a sus titulares que el valor sobre el que girará la rentabilidad razonable fijada para el primer periodo regulatorio, el actual, no podrá ser revisado durante los dos periodos regulatorios que se sucedan, de manera consecutiva, a partir del 1 de enero de 2020, indicó el Ministerio para la Transición Ecológica.

El decreto 9/2013, que supuso la modificación del régimen jurídico y económico para las instalaciones de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, ha sido objeto de una importante litigiosidad tanto a nivel interno como a nivel internacional. 5 de los 7 laudos arbitrales de los que se han dictado hasta la fecha han sido parcialmente condenatorios y, en este momento, permanecen abiertos un total de 35 procedimientos de arbitraje internacional contra el Reino de España por valor de más de 8.000 millones de euros.

Las indemnizaciones o compensaciones que deban ser abonadas a consecuencia de resolución firme dictada en cualquier instancia, judicial o arbitral, se detraerán del importe correspondiente a la diferencia entre la retribución que proceda abonar de las tasas de retribución congeladas hasta 2031 y la que hubieran recibido en el régimen ordinario. No obstante, los titulares podrán renunciar a este marco retributivo y acogerse al ordinario, sujeto a modificación cada 6 años, añadió el Ministerio. Una vez concluyan los trámites del anteproyecto, el texto volvería al Consejo de Ministros para su aprobación y remisión a las Cortes como proyecto de ley.

“Restauraría los derechos del sector”

Por su parte, la Asociación Nacional de Productores Fotovoltaicos (Anpier) considera que la propuesta de mantener a las instalaciones anteriores al recorte a las renovables de 2013 la tasa de rentabilidad actual hasta 2031 supone «un primer paso hacia la restauración de los derechos del sector social fotovoltaico español”. En este sentido, Anpier valoró que el anteproyecto es «el inicio de la recuperación de un sector que ha sido duramente maltratado durante la última década».

«Un colectivo formado por 60.000 familias que, atendiendo un llamamiento del propio Estado español, destinaron sus ahorros y sus esfuerzos al desarrollo y generación de energía solar fotovoltaica y que, sin embargo, había sido sometido a recortes desmesurados que obligaron a la refinanciación para evitar quiebras familiares generalizadas», añadió. Así, Anpier consideró que «no hay transición ecológica justa si no se restituyen legítimos derechos a las decenas de miles de familias españolas que, con grandes sacrificios, han logrado que sea posible un cambio en el modelo de generación energética que evite los efectos más devastadores del ya inevitable cambio climático».

El presidente de Anpier, Miguel Ángel Martínez-Aroca, subrayó que se ha dado «un primer paso en el camino de vuelta a la seguridad jurídica del sector renovable español, denostado en todo el mundo por el quebranto ocasionado tanto a los inversores nacionales como a los internacionales«. Sin embargo, recordó que habrá que «continuar avanzando hasta alcanzar una restauración justa y equilibrada», puesto que son todavía muchos los desajustes arbitrarios ocasionados por la reforma, «dado que la supuesta rentabilidad del 7,39% es absolutamente ficticia y los recortes soportados son asimétricos, llegando en casos al 50% de la tarifa regulada inicialmente establecida».

La demanda eléctrica crece por cuarto año consecutivo tras repuntar un 0,6% en 2018 con la nuclear liderando la generación

Europa Press.- La demanda de energía eléctrica peninsular ha alcanzado los 254.074 gigavatios hora (GWh) en 2018, lo que supone un 0,6% más que en el año anterior y mantener su tendencia de crecimiento por cuarto año consecutivo, según los datos provisionales de Red Eléctrica de España (REE). El gestor de la red señaló que si se tienen en cuenta los efectos de la laboralidad y la temperatura, la demanda ha aumentado un 0,5% respecto a 2017.

En 2018, el momento de mayor consumo (máximo de potencia instantánea) se registró el 8 de febrero a las 20.24 horas con 40.947 megavatios (MW), un 1% inferior al máximo del año 2017, y casi un 10% por debajo del récord histórico de 45.450 MW que se produjo en diciembre del 2007. En cuanto a los sistemas extrapeninsulares, la demanda de energía eléctrica ha aumentado en Baleares, Ceuta y Melilla con un 0,7%, 2,4% y 1,7%, respectivamente, mientras que en Canarias ha caído un 1%. En total, la demanda de los sistemas extrapeninsulares ha alcanzado en 2018 los 15.320 GWh.

En lo que respecta a la generación renovable en 2018, representó el 40% de la producción total de electricidad, siendo la eólica la segunda tecnología con mayor participación en el mix energético, con un 19,8% del total, y la hidráulica la que más ha incrementado en su aportación, pasando del 7,4% en el 2017 al 13,7% en 2018. Por su parte, la nuclear, responsable del 21,4% del total, ha sido la tecnología líder de generación en 2018, mientras que el carbón ha caído en 2,6 puntos porcentuales, hasta el 14,5%.

A este respecto, el presidente de Red Eléctrica, Jordi Sevilla, valoró que este incremento de 6,3 puntos porcentuales de generación renovable en 2018 «refleja que España está en el buen camino hacia la transición hacia un modelo energético más limpio y sostenible y nos acercan al cumplimiento de objetivos europeos». Además, consideró que estos datos avalan la «capacidad de gestión cada vez mayor de las tecnologías renovables de generación eléctrica y su efectiva integración en el sistema, de forma que desplace a la producción eléctrica contaminante y reduzca la dependencia energética exterior de nuestro país».

La Península Ibérica completa su cobertura de la demanda con los intercambios internacionales de energía eléctrica. En 2018, las importaciones han registrado 10.624 GWh, lo que representa en torno al 4,2% de la demanda peninsular. Asimismo, el parque generador de energía eléctrica en España es cada vez más renovable y menos dependiente de tecnologías contaminantes. En 2018, el ciclo combinado se ha reducido en un 1,5%, mientras que han entrado en servicio más parques de generación eólica, solar fotovoltaica y de otras renovables, que incrementan su potencia instalada en un 0,5%, 0,4% y 0,6%, respectivamente.

Con estimaciones a 31 de diciembre, la potencia instalada peninsular es de 98.651 MW, lo que supone un descenso del 0,2% respecto al año 2017. En este sentido, Sevilla cree que España está haciendo «un gran esfuerzo» en la puesta en marcha de proyectos de generación renovable y en la reducción de su dependencia de combustibles fósiles, «más caros y más contaminantes». Asimismo, destacó que 2019 será el año «en que se materialicen los esfuerzos de situar a España en la vanguardia en materia de renovables: se prevé que se instalen 8.000 nuevos MW de potencia eólica y solar fotovoltaica«.

Según las previsiones de Red Eléctrica, la red de transporte de electricidad en España cuenta con 44.243 kilómetros de circuito de líneas, de los que 313 se han puesto en servicio en este año. De ellos 128 se han construido en la Península, 140 en Canarias y 45 en Baleares. La red de fibra óptica empleada por REE para operar el sistema eléctrico cuenta, por su parte, con 33.687 kilómetros, según los datos de 2018.