El precio de la electricidad para este viernes vuelve a subir y toca nuevos máximos desde 2013

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Europa Press.- El precio mayorista de la electricidad de este viernes se situará en una media de 88 euros por megavatio hora (MWh), con lo que supera la referencia de 85,79 euros fijada para este jueves y marca nuevos máximos desde diciembre de 2013, según datos recogidos a partir del operador del mercado ibérico, Omie.

El nuevo repunte de precios consolida las fuertes subidas en el mercado en este arranque del año, en el que el aumento de la demanda por la ola de frío ha coincidido con la subida de precios del gas y el carbón, así como con el mayor coste de la generación por la escasez de recurso hidroeléctrico ante el bajo nivel de los pantanos. Asimismo, la demanda prevista para este viernes se situará en 633 gigavatios hora (GWh), ligeramente por encima de los 632 GWh previstos para este jueves. El miércoles, la demanda fue superior y ascendió a 650 GWh.

Para encontrar un precio tan alto como el de este viernes hay que remontarse al 18 de diciembre de 2013, cuando se alcanzaron los 91,89 euros. Tras la escalada de precios durante aquel mes, el Gobierno decidió suspender el anterior sistema de subasta eléctrica (Cesur) y sustituirlo por el actual, en el que el precio regulado deja de consistir en una referencia trimestral y queda vinculado al precio de cada hora en el mercado eléctrico.

Durante la jornada de este viernes, el precio del megavatio hora superará los 90 euros durante todas las horas a partir de las 8.00 horas. En todo caso, la hora más cara de este viernes serán las 20.00 horas, con un precio de 98,69 euros por MWh. Estos precios se aplicarán a los consumidores domésticos que dispongan de contadores inteligentes y tarificación por horas. En torno a la mitad del recibo de la luz obedece a la evolución del precio mayorista de la electricidad, mientras que la otra mitad corresponde a los peajes, congelados en 2017, y a los impuestos.

El mercado se ha visto afectado en este invierno por el efecto acumulativo de varias circunstancias, entre las que figuran el aumento de la demanda, la ola de frío y la exportación a Francia por la indisponibilidad nuclear, que se han visto acompañadas de una reducción en las aportaciones de agua, cuya participación se redujo y se realiza a un coste mayor, afectando al precio.

Además, la tendencia alcista del precio de los combustibles fósiles, especialmente importante en el caso del gas tras la cancelación de suministros a Europa desde Argelia, ha incrementado los costes de producción de las centrales de carbón y gas. En los 19 primeros días del año este precio se ha duplicado con respecto a los del año pasado. 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.

Costa Rica se aproxima por segundo año consecutivo a un suministro eléctrico 100% renovable

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EFE.- Por segundo año consecutivo, el 98% de la energía que consumió Costa Rica en 2016 provino de fuentes renovables, según indicó el estatal Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). El 98,2% del año 2016 provino de las hidroeléctricas (74,39%), la geotermia (12,43%), las plantas eólicas (10,65%), la biomasa (0,73%) y los paneles solares (0,01%). Solo el 1,79% de la generación de 2016 estuvo a cargo de las plantas térmicas que utilizan hidrocarburos.

El 17 de junio fue el último día de 2016 en el que fue necesario recurrir en Costa Rica a la generación térmica y ese día representó el 0,27% de la producción eléctrica nacional. «El Sistema Eléctrico Nacional sumó 271 días de producción eléctrica 100% renovable en 2016 y por segundo año consecutivo sobrepasó el 98% de generación con cinco fuentes limpias en el acumulado del año«, manifestó el ICE. En 2016 la generación eléctrica total de Costa Rica fue de 10.778 gigavatios hora (GWh).

El ICE destacó que pese a que 2015 fue un año en el que estuvo presente el fenómeno de El Niño, que causa escasez de lluvia, y que en buena parte de 2016 hubo bajas precipitaciones, la capacidad de almacenamiento de agua de los embalses permitió la generación limpia. Además, en septiembre entró en operación total la planta hidroeléctrica Reventazón, considerada la más grande de Centroamérica, capaz de generar 305,5 megavatios, lo que equivale al consumo eléctrico de 525.000 hogares.

Itaipú cerró 2016 con una nueva marca histórica dentro de un año de récords para la planta hidroeléctrica

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EFE.- La hidroeléctrica Itaipú, compartida por Paraguay y Brasil, cerró 2016 con una producción histórica de 103.098.366 megawatios-hora, en un año de récords para la presa, que desplazó a la china de las Tres Gargantas como la mayor generadora de energía del mundo.

La presa resaltó el elevado mantenimiento de sus unidades generadoras, que alcanzaron un 96%, de eficiencia, superior al 94% que era la meta del Consejo de Administración, según indicó la hidroeléctrica. Asimismo se destacó el eficiente manejo del caudal hídrico, que permitió transformar en energía eléctrica el 97% de ese caudal. De este modo, el resultado deja «un legado que quedará en el tiempo por ser la primera hidroeléctrica en el mundo en alcanzar los nueve dígitos en cuanto a los números de producción anual».

Con esta producción ha rebasado el récord mundial que estaba en poder de la presa china de las Tres Gargantas, que en 2014 generó 98,8 millones de megavatios-hora. Un nuevo récord de producción y, en lo que a Paraguay corresponde, supone un aporte adicional para el Tesoro del país sudamericano de 100 millones de dólares. Desde 1985 hasta 2013, la hidroeléctrica ha proporcionado unos 10.000 millones de dólares a Paraguay y a Brasil. Actualmente, la hidroeléctrica abastece el 18% del mercado de energía eléctrica del Brasil, cuatro puntos porcentuales más de que en 2015, y el 82% del mercado paraguayo, frente al 75% en 2015.

Itaipú, primera central hidroeléctrica del mundo en superar los 100 millones de megavatios hora

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EFE.- La hidroeléctrica Itaipú, gestionada por Paraguay y Brasil, se convirtió en la primera del mundo en alcanzar la producción de 100 millones de megavatios-hora, según sus autoridades. El director general paraguayo de Itaipú Binacional, James Spalding, destacó, en un acto celebrado en la propia central, que la meta alcanzada era impensable a principios de 2016 y ha sido fruto de un plan puesto en marcha por los equipos de los dos Estados que gestionan la central.

En este logro influyeron, según Spalding, los programas de mantenimiento y operación, que garantizan el óptimo estado de las unidades generadoras, y los factores climáticos, que hicieron que haya abundante agua todo el año. «Por primera vez en 32 años de Itaipú; por primera vez en la historia de la humanidad, una presa hidroeléctrica llega a los nueve dígitos», subrayó. Destacó asimismo que este resultado no se ha dado postergando el mantenimiento de las turbinas, sino respetándolo y adelantando algunos programas previstos para 2017 y manteniendo el embalse por encima del promedio normal de diciembre».

Éste récord permitirá que el Tesoro paraguayo reciba 100 millones de dólares más que en 2015. El pasado 17 de diciembre rebasó los 96,6 millones de megavatios-hora, con lo que superó su marca de producción anual de energía y el récord mundial en poder de la gran presa china de las Tres Gargantas, que en 2014 generó 98,8 millones de megavatios-hora. Los 100 millones de megavatios-hora son suficientes para abastecer a Brasil durante dos meses y 15 días y a Paraguay durante casi 7 años.

Itaipú Binacional fue creada hace 42 años, el 17 de mayo 1974, para administrar su construcción y puesta en funcionamiento 10 años después, en 1984. Desde esta fecha, la presa se ha posicionado como líder mundial en la producción de energía limpia y renovable, según sus autoridades. La usina de la presa posee 20 unidades generadoras y 14.000 megavatios de potencia instalada, lo que satisface el 17% de la demanda energética de Brasil y el 75% de la de Paraguay.

El Gobierno eleva un 8,7% la retribución a renovables, cogeneración y residuos para 2017, hasta 7.071 millones de euros

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Europa Press.- El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital elevó un 8,7% la retribución a las renovables, la cogeneración y los residuos para 2017, con un incremento de 568,6 millones de euros, desde los 6.502,43 millones de euros que abonarán en 2016 a los 7.071 millones de euros que destinará en 2017.

Según consta en el borrador de propuesta de orden de revisión de los parámetros retributivos a las instalaciones de producción de energía a partir de renovables, cogeneración y residuos, la principal partida corresponderá a la fotovoltaica, que percibirá un total de 2.530,7 millones de euros, 65,9 millones de euros más. Por su parte, la retribución correspondiente a la eólica ascenderá a 1.476,8 millones de euros, con un incremento de 212 millones de euros, mientras que la termosolar percibirá 1.337,2 millones de euros, 43,8 millones más. Mientras, la cogeneración registrará en un su partida un incremento de 173,5 millones de euros, hasta los 1.067,5 millones de euros, frente a los 894 millones de euros para 2016.

El Ministerio reconoce incrementos en las partidas de todas las tecnologías, aunque menores que en el caso de la eólica, solar, termosolar y cogeneración. Así, para la biomasa eléctrica la orden recoge un incremento de 26,4 millones de euros, hasta los 289 millones de euros; en el biogás una partida de 6,5 millones de euros más, hasta 52,4 millones de euros; en la combustión de residuos un total de 20,7 millones de euros más, hasta 135,1 millones de euros; en la hidroeléctrica 9,7 millones de euros más, hasta 88,2 millones de euros, y en el tratamiento de lodos y aceite 10 millones de euros más, hasta 93 millones de euros.

En el caso de los purines, Energía no determina la retribución para este año y para el próximo ya que los anteriores parámetros retributivos fueron tumbados por una sentencia del Tribunal Supremo. Con esta orden, una vez que está próximo a finalizar el primer semiperiodo regulatorio, Energía procederá a la revisión, con efectos a partir de enero de 2017, de las estimaciones de los ingresos estándar por la venta de energía en el mercado y de los parámetros directamente relacionados.

Además, el Ministerio fijó sus estimaciones de precio de mercado para el periodo, con 42,13 euros por megavatio hora (MWh) para 2017, 41,65 euros por MWh para 2018 y 41,82 euros por MWh para 2019, así como ha mantenido en 52 euros por MWh el precio estimado del mercado durante la restante vida útil regulatoria de las instalaciones tipo definidas a partir de 2019. Estas estimaciones son sensiblemente inferiores a las que se recogía para el periodo anterior de 2014 a 2016, que iban de los 48,21 euros para el primer año a los 49,75 euros para el último y que han llevado al sector renovable a estimar unos pérdidas de unos 574 millones de euros en los tres años.

Con motivo de la reforma eléctrica, el Gobierno fijó en 2014 una retribución para las instalaciones renovables para que éstas alcanzaran la llamada rentabilidad razonable. Para las diferentes instalaciones estableció una retribución específica, y con ese objetivo realizó una estimación sobre la base de cuál sería el precio del mercado eléctrico diario. Una vez visto el precio real del mercado, el Ministerio de Energía debe regularizar la retribución percibida por las instalaciones renovables. Sin embargo, la reglamentación solo reconoce compensar por una parte del desvío producido por la mala estimación, mientras que hay otra parte que se pierde y no se recupera, según el sector.

La italiana Enel inicia en Estados Unidos las actividades de la primera central geotérmica-hidroeléctrica del mundo

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EFE.- La energética italiana Enel anunció el inicio de las actividades de la primera central industrial de gran envergadura con tecnología geotérmica-hidroeléctrica integrada en Cove Fort, en Utah (Estados Unidos).  La italiana explicó que la operación fue posible gracias a Enel Green Power North America (EGPNA) que en Cove Fort cuenta con un generador vertical completamente sumergible en un pozo de inyección geotérmica, que combina la energía geotérmica con la hidroeléctrica en el mismo sitio.

Los resultados de la fase de experimentación, que tuvieron lugar entre julio y septiembre de 2016, evidencian cómo utilizando un generador hidroeléctrico en un pozo de inyección geotérmica es posible aumentar la producción de 1.008 megavatios/hora (MWh) durante esos meses. «Es una innovación sin precedentes que podría reducir los costes de operación y mantenimiento, al tiempo que ofrece la oportunidad de generar ingresos adicionales», agrega.

El responsable de Enel Global Renewable Energies, Francesco Venturini, explicó que «esta tecnología es una novedad mundial y representa un hito para la geotermia», y demuestra una vez más el compromiso de Enel «con la innovación y la eficiencia energética«. Además, opinó que es una «solución innovadora que mejora la energía renovable» y afirmó que la intención del grupo es «ampliar su uso al resto de instalaciones» a nivel mundial.

Cove Fort es la segunda central eléctrica híbrida de EGPNA en iniciar su funcionamiento en los Estados Unidos. Con una capacidad instalada de 25 MW, Cove Fort comenzó a operar en 2013 y en la actualidad genera hasta 160 Gigavatios/hora (GWh) de energía al año, lo que permite satisfacer las necesidades de más de 13.000 hogares. Además evita la emisión a la atmósfera de cerca de 115.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año.

La demanda de electricidad aumenta un 0,7% en octubre

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Redacción / Agencias.- La demanda peninsular de energía eléctrica ascendió en octubre a 19.866 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 0,7% con respecto a octubre del 2015, según Red Eléctrica de España (REE). Teniendo en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica aumentó en octubre un 1,2% con respecto al mismo mes de 2015.

En los diez primeros meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica ascendió a 207.682 GWh, un 0,2% más que en el mismo periodo del ejercicio anterior. Una vez corregidos la influencia del calendario y de las temperaturas, la demanda de energía eléctrica fue un 0,1% superior a la registrada en el año anterior. La producción de origen eólico alcanzó en octubre los 2.388 GWh, un 38,5% menos que el año pasado. En octubre, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 25,6% de la producción. El 50,5% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO2.

La tecnología con mayor aportación a la cobertura de la demanda fue en octubre la nuclear, con un 24,9%, por delante del 21% del carbón, el 11,7% de la eólica, el 10,9% de la cogeneración y 8% de la hidráulica. En los diez primeros meses del año, la nuclear se consolida como principal tecnología, con un 23,6% del total, frente al 20% de la eólica, el 15,9% de la hidráulica y el 12,6% del carbón.

El Gobierno de Canarias considera la central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria de interés estratégico

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EFE.– El Gobierno canario considera la central hidroeléctrica de Chira-Soria de interés estratégico, un proyecto «fundamental para la introducción de renovables», por lo que los plazos administrativos para su construcción se reducirán a la mitad, según indicó su consejero de Economía, Pedro Ortega. El Boletín Oficial de Canarias y el Boletín Oficial de Estado ya han publicado los terrenos declarados de interés público como primera parte del proceso administrativo, explicó el consejero.

Red Eléctrica de España señaló que el proyecto para la construcción de la central hidroeléctrica de Chira-Soria ha iniciado el proceso de información pública por lo que, durante las próximas semanas, la documentación del proyecto estará a disposición de todos los interesados en las oficinas del Gobierno de Canarias y en las de los ayuntamientos de San Bartolomé de Tirajana y Mogán. REE remitió una carta y un folleto informativo a los vecinos de estos municipios e instaló puntos de atención al ciudadano en las oficinas municipales para explicar a quien pueda estar interesado las características principales de esta infraestructura.

La central hidroeléctrica reversible Chira-Soria, de 200 megavatios de potencia, incluye la construcción de una planta desaladora de agua de mar y las obras marinas asociadas, así como la conexión de la central con la subestación de Santa Águeda, recientemente inaugurada, mediante una línea eléctrica de 220.000 voltios y 20 kilómetros de longitud, indica Red Eléctrica. Con una inversión prevista de 320 millones de euros, la construcción de esta infraestructura creará hasta 500 puestos de trabajo directos y aproximadamente 1.500 indirectos. La fecha de puesta en servicio será 5 años y medio después del comienzo de la obra, una vez obtenidas todas las autorizaciones administrativas.

La central hidroeléctrica reversible de Chira-Soria conectará dos embalses existentes situados en la zona central de la isla de Gran Canaria: el de Soria, que se utilizará como depósito inferior del sistema, y el de Chira, que actuará como depósito superior. La potencia de la central representa alrededor del 36% de la punta de demanda actual de la isla, lo que la convierte en una eficaz herramienta de operación del sistema eléctrico para mejorar la garantía de suministro, la seguridad del sistema y la integración de las energías renovables en Gran Canaria, y en una infraestructura esencial para avanzar hacia la sostenibilidad del nuevo modelo energético canario, aseguró Red Eléctrica.

Iberdrola aumenta un 2,1% hasta septiembre su producción global de electricidad

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EFE / Servimedia.- El grupo Iberdrola alcanzó una producción global de 103.442 gigavatios hora (GWh) en los nueve primeros meses del año, un 2,1% más que en el mismo periodo de 2015, impulsado por las renovables según comunicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). La generación hidráulica aumentó un 50,7%; la procedente de instalaciones renovables, un 4,4%; la nuclear, un 4,6%; la cogeneración, un 3,6%; y la producida en centrales de ciclo combinado de gas, un 0,2%.

Por el contrario, la producción de las centrales de carbón se redujo un 66,5% respecto a los nueve primeros meses de 2015. Este descenso se debe, básicamente, al cierre de la planta de carbón de Longannet (Reino Unido), donde la producción descendió un 28,1%. El cese de la actividad en esta planta “responde al compromiso de la compañía de ser neutra en carbono en 2050”.

En España, la producción de Iberdrola ascendió a 48.253 GWh entre enero y septiembre, un 13,7% más que en igual periodo de 2015. La generación hidroeléctrica creció un 56,2% y la procedente de ciclos combinados, un 23,9%. La producción renovable aumentó un 5,8%; la cogeneración, un 4,9%; y la nuclear, un 4,6%. La generación con carbón también disminuyó en España, en concreto un 56,9%. En cuanto al resto de mercados en los que Iberdrola opera, la producción creció un 6% en Estados Unidos y un 34,7% en Brasil, mientras que en México descendió un 3,7% y en Reino Unido un 28,1% menos por el carbón.

La capacidad instalada de Iberdrola en todo el mundo era de 44.544 megavatios (MW) al cierre del tercer trimestre, de los que más de 26.000 MW corresponden a energías limpias: 14.931 MW de generación renovable y 11.083 MW de origen hidroeléctrico. Estas dos tecnologías han incrementado su potencia respecto a los nueve primeros meses de 2015, al igual que la cogeneración (1.267 MW) y los ciclos combinados (12.979 MW). Por otro lado, la energía distribuida por Iberdrola aumentó un 1,9% en términos globales y descendió ligeramente, un 0,9%, en España.

La apuesta por las energías renovables empieza a salir cara a los consumidores alemanes al dispararse un 8% la subvención

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EFE.– El abandono de la energía nuclear y el auge de la electricidad procedente de fuentes renovables le sale caro a los consumidores y empresas en Alemania, que son los que financian mayoritariamente el uso de energías limpias. La subvención para fomentar la electricidad de fuentes renovables en Alemania subirá en 2017 algo más de un 8%, hasta 6,88 céntimos por kilovatio hora (6,35 céntimos actuales), según indicaron los cuatro operadores de las redes de transmisión: 50Hertz, Amprion, Tennet y TransnetBW.

Se trata de un aumento en la subvención que se paga con la factura de la electricidad y con la que se financia en gran parte el cambio de modelo energético. Para un hogar medio con un consumo anual de 3.500 kilovatios hora, los costes de la subvención a las renovables pueden incrementarse en unos 22 euros, hasta 286 euros anuales, incluido el IVA. Esta contribución, que se introdujo en 2000, financia el crecimiento del uso de las energías renovables y desde su introducción ha aumentado anualmente, excepto en 2015 que se produjo una caída.

El presidente de la Asociación Federal de Industrias Alemanas (BDI por sus siglas alemanas), Ulrich Grillo, calificó la subida de los costes para fomentar la generación de electricidad de fuentes renovables de señal de alarma porque este año «crecen casi cuatro veces y media más que la economía». Asimismo Grillo hizo hincapié en que los costes de la energía se van a convertir en un problema importante para las empresas en Alemania. Desde hace tiempo muchas empresas en Alemania se quejan de que los costes de la energía son demasiado altos en comparación con los que pagan las empresas en otros países como Estados Unidos.

Piden reformar retribución a renovables

Las asociaciones de consumidores y las asociaciones mercantiles de Alemania (VZBV y HDE) piden que se alivie las cargas a los hogares y las empresas en la financiación de la electricidad de fuentes renovables. Consideran que esta contribución a las renovables, que cuesta a los hogares y a las empresas anualmente más de 10.000 millones de euros, debería reformarse. El presidente de la Federación de asociaciones de consumidores, Klaus Müller, considera que los minoristas y los hogares pagan «una parte desproporcionadamente elevada de los costes del cambio de modelo energético» porque cargan con casi la mitad de la contribución pero sólo son responsables de un tercio del consumo de electricidad.

Esta contribución (EEG-Umlage) es la diferencia entre el precio que las compañías generadoras de electricidad reciben por su electricidad y los precios garantizados de la electricidad de fuentes renovables: eólica, solar, hidráulica y de biomasa. Las cuatro compañías operadoras de las redes de transmisión compran la electricidad de fuentes renovables a las generadoras y la venden a precio de mercado. Por ello, cuánto más bajo sea el precio mayorista de la electricidad, más elevada es la subvención, como este año que cayeron mucho los precios mayoristas de la electricidad. La ley de energías renovables (EEG), que entró en vigor en el año 2000, garantiza a los productores la compra de electricidad de fuentes renovables a precios fijos durante 20 años.

Los costes del cambio del modelo energético en Alemania se han cuantificado en 520.000 millones de euros entre los años 2000 y 2025, según cifras de algunos expertos, que han sido criticadas por el sector de renovables. Entre los años 2000 y 2016, se pagaron unos 150.000 millones de euros, quedando otros 370.000 millones de euros hasta el 2025. El sector de renovables se defiende y dice que en los cálculos no se incluyen las ganancias y que se equipara las inversiones en los costes.

El diario Handelsblatt recordaba recientemente que Jürgen Trittin, que fue ministro de Medioambiente entre 1998 y 2005 en un gobierno de coalición rojiverde, prometió que los costes de promoción de las renovables costarían a un hogar medio mensualmente lo mismo que una bola de helado. Lo cierto es que algunos expertos calculan que un hogar de cuatro personas pagará hasta el año 2025 más de 25.000 euros por el cambio de modelo energético y el abandono de la energía nuclear.