El mayor coste de las emisiones de CO2 se está compensando con la bajada del precio del gas y carbón

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Redacción.- Desde el 1 de abril los precios en Europa han tenido una cierta estabilidad a juicio de AleaSoft Energy Forecasting, que asegura que se ha compensado la subida de los precios de las emisiones de CO2 con la bajada del gas y el carbón y además con la ligera bajada de las demandas de electricidad producto de las mejores condiciones meteorológicas de la primavera, con temperaturas algo más elevadas y más horas de sol en este período de 40 días.

El precio de los futuros de derechos de emisiones de CO2, para el contrato de referencia de diciembre de 2019 en el mercado EEX cerró el viernes 10 de mayo a 25,61 €/t. El miércoles 8 de mayo el precio tuvo un pico hasta alcanzar los 26,92 €/t. Desde que se confirmó el 11 de abril que el Brexit se alejaba hasta octubre, los precios de las emisiones de CO2 han subido hasta superar los 27 €/t y también aumentaron las fluctuaciones, que se sitúan en una banda entre los 24,70 €/t y 27,54 €/t.

Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para junio cerraron el 10 de mayo a 14,00 €/MWh continuando los precios con valores estables desde el 18 de abril cuando estaban a 14,60 €/MWh, creando una banda entre los 14,00 €/MWh y los 14,60 €/MWh. El precio de los futuros del carbón API 2 para el mes de junio en el mercado ICE cerró con un valor de 61,50 $/t el 10 de mayo. Desde el 24 de abril los precios han oscilado entre los 60 y 64 $/t.

Las fluctuaciones de precios en este período son debidas principalmente a las variaciones en la producción eólica, sobre todo en Alemania y España, que son los líderes europeos generando energía con esta tecnología. En el caso de Alemania, los precios pudieran haber estado estables en 40 €/MWh, pero cuando ha habido mucho viento han caído muy por debajo, incluso han sido negativos el 22 de abril con -14 €/MWh. En el mercado eléctrico español las fluctuaciones de la producción eólica han provocado precios en la banda entre 40 €/MWh y 60 €/MWh. También en este período de 40 días ha habido fluctuaciones en la temperatura y en la producción solar.

En la segunda semana de mayo, comparada con la anterior en que estaba el primero de mayo y es fiesta en la mayoría de los países, los precios subieron debido al aumento de la demanda, excepto en España y Portugal, en que los precios bajaron producto de una mayor producción eólica. En el grupo de mercados con precios más altos, en la segunda de semana de mayo continúan estando el mercado N2EX de Gran Bretaña, el mercado italiano IPEX y el mercado MIBEL de España y Portugal. Durante la semana han tenido de media unos precios de 50 €/MWh al igual que la semana anterior.

En el grupo con precios de mercado más bajos se encuentran el mercado Nord Pool y los mercados EPEX SPOT de Bélgica, Países Bajos, Francia y Alemania con un precio medio semanal de 41,34 €/MWh. Entre estos mercados, Alemania, Francia y Bélgica registraron precios negativos durante algunas horas del 12 de mayo, pero sin llegar a registrar un precio promedio diario por debajo de cero. Los precios más bajos fueron durante la hora 16 con Alemania a la cabeza con -22,96 €/MWh, seguido por Francia con -12,27 €/MWh y Bélgica con -8,39 €/MWh. Otros mercados conectados también se vieron arrastrados a precios negativos en algunas horas: Dinamarca, Austria y Suiza.

En la segunda semana de mayo, la producción eólica tuvo una subida en los principales mercados europeos excepto en Alemania con una bajada del 3,3%. La subida en Francia fue de un 58%, en Portugal, de 99%, en España, de 36%, y en Italia, de un 37%. Para la semana actual, se pronostica un retroceso de la producción eólica después de la subida de la semana anterior. La caída más pronunciada se espera en Italia y Portugal, algo menor en España y Francia, e incluso un ligero aumento en Alemania.

En cuanto a la producción solar, que incluye la tecnología fotovoltaica y termosolar, durante la segunda semana de mayo ha descendido un 4,3% en Alemania, mientras en España la caída alcanzó el 20% con respecto a la semana anterior. Por su parte, en Italia la semana anterior registró un aumento del 5,3% en la producción de energía solar. Para la semana actual se prevé una disminución de la producción solar en Italia de cerca del 20%, mientras que en Alemania y en España la tendencia se espera al alza entre un 15% y un 20%.

Los precios de los futuros de electricidad europeos para el tercer trimestre de 2019 aumentaron en la mayoría de los mercados entre un 0,3% y un 1,6% el 10 de mayo con respecto al viernes anterior. Para el caso del mercado OMIP de España y Portugal, así como el italiano, se mantienen sin cambio, mientras que para Reino Unido disminuyó tanto en el mercado ICE como en EEX. En el caso de los futuros para el 2020, el aumento fue más generalizado entre un 0,5% y 1,4%. Solo se mantuvo invariable el mercado MTE italiano y disminuyeron los mercados ICE y EEX de Reino Unido.

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

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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 Agencia Internacional de la Energía (AIE) elogia los avances de Marruecos hacia la transición energética con eficiencia y renovables

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Redacción.- La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha publicado su última revisión en profundidad de las políticas energéticas de Marruecos, acogiendo con satisfacción las reformas institucionales, legales y fiscales emprendidas para promover el desarrollo sostenible del sector energético del país.

En esta revisión, la AIE destacó los esfuerzos positivos del Gobierno para impulsar la inversión renovable, proporcionar acceso a la electricidad y eliminar gradualmente los subsidios para el consumo de combustibles fósiles. Con la excepción del butano embotellado, los precios del combustible ahora están vinculados al mercado internacional. El informe fue presentado por Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), en presencia del Ministro de Energía de Marruecos, Aziz Rabbah. El informe es la segunda revisión en profundidad de la AIE sobre las políticas marroquíes.

Marruecos está siguiendo un ambicioso camino de transición energética. Pero las reducciones en las emisiones de gases invernadero para 2030, en línea con los compromisos del país con el Acuerdo de París, requerirán la ampliación de las inversiones públicas y privadas. La revisión de la AIE proporciona recomendaciones detalladas para mantener el impulso para las reformas y aumentar las ambiciones para la transición energética del país. Según indica la AIE, Marruecos tiene amplias oportunidades de mejoras de eficiencia y más despliegue de energías renovables. Por ahora, el país aún depende de las importaciones de petróleo, gas y carbón para el 90% de sus necesidades energéticas. En la generación de energía, el carbón representa el 54%.

Más eficiencia energética y renovables

En este contexto, la AIE acoge con satisfacción la Estrategia Nacional de Eficiencia Energética del Gobierno. La contratación pública es un motor importante para el despliegue de servicios y tecnologías de eficiencia energética rentables. Marruecos también renovó su flota de generación de energía con carbón mediante mejoras de eficiencia a tecnología ultra-supercrítica. Proporcionar una financiación adecuada para los programas de eficiencia energética y coordinarlos entre las agencias gubernamentales es fundamental.

El parque solar de concentración más grande del mundo en Ouarzazate ilustra la ambición y la capacidad tecnológica de Marruecos. Para desarrollar los grandes recursos de energía renovable del país, el Gobierno está llevando a cabo una reforma del sector eléctrico, creando una autoridad nacional reguladora de electricidad, desarrollando nuevas interconexiones con España y Portugal, y planea impulsar el comercio de energía e integrar su mercado eléctrico a nivel regional.

“Marruecos fue el primer país en el Medio Oriente y el norte de África en unirse a nosotros. El éxito de Marruecos en avanzar hacia el acceso universal a la energía y la eliminación gradual de los subsidios a los combustibles fósiles. Es un modelo a seguir para muchos países, por lo que es un socio ideal para albergar programas regionales de capacitación y creación de capacidad que ayuden a mejorar la formulación de políticas energéticas en África», destacó Birol.

Birol y el ministro Rabbah acordaron aumentar la colaboración entre Marruecos y la AIE a través de nuevas actividades de capacitación sobre políticas de eficiencia energética y recopilación de datos para un grupo más amplio de países africanos. La revisión también proporciona recomendaciones para fortalecer la seguridad del petróleo, el gas y la electricidad. Marruecos ahora depende totalmente de las importaciones de productos petrolíferos después del cierre de su única refinería en 2015 y necesita invertir en capacidad de almacenamiento y fortalecer su régimen de almacenamiento. Los descubrimientos de gas doméstico y la abundancia global de gas natural licuado ofrecen un nuevo contexto para el papel del gas en Marruecos.

Henrik Andersen se convertirá en agosto en el CEO de la eólica danesa Vestas tras la marcha de Anders Runevad

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Redacción.- La eólica danesa Vestas anunció que Anders Runevad dimitirá como director ejecutivo (CEO) de Vestas el 1 de agosto de 2019 y será reemplazado por Henrik Andersen, actualmente CEO de la compañía industrial Hempel A / S y miembro de la junta directiva de Vestas.

Henrik Andersen, quien se unió al consejo de Vestas en 2013, aporta una amplia experiencia en roles de gestión en compañías globales durante los últimos 20 años. Con el nombramiento de Andersen, Vestas apunta a continuar y desarrollar su estrategia de crecimiento rentable y su visión a largo plazo, en la que Andersen participó como miembro de la junta durante los últimos 6 años, según destacó la eólica danesa. Andersen destacó que su objetivo al frente de Vestas es preparar la compañía para el futuro e impulsar la transición energética.

Se cumplen así los planes de sucesión a largo plazo en Vestas, pues Anders Runevad seguirá siendo asesor de la compañía hasta mediados de 2020, trabajando junto al presidente de Vestas, Bert Nordberg, y el director ejecutivo entrante. Durante el mismo período, Anders Runevad también seguirá siendo presidente de MHI Vestas Offshore Wind, la compañía dedicada a la eólica marina.

Tras la decisión de Runevad de renunciar, Bert Nordberg, presidente del consejo de administración de Vestas, agradeció “su fuerte liderazgo estratégico y operativo para convertir a Vestas en el líder mundial en energía eólica y llegar a ser líder mundial en soluciones de energía sostenible”. “Vestas tiene una base sólida para abordar sus prioridades, invertir en el futuro y ayudar a preservar nuestro planeta para las generaciones futuras”, destacó Nordberg. En el mismo sentido, se mostró convencido de que Andersen tiene una trayectoria “comprobada” en la construcción y transformación de empresas globales, “lo que será un gran activo a medida que Vestas pase de ser líder en energía eólica a ser líder en energía sostenible”.

Anders Runevad justificó su decisión de abandonar el liderazgo de Vestas al considerar que la industria entra en una nueva fase “después de llevar la energía eólica a la par con el combustible fósil”. “Es el momento adecuado para que yo renuncie. Me complace entregar una empresa en excelente forma que también se beneficiará de la perspectiva de un nuevo líder”, afirmó Runevad, que resaltó que seguirá asesorando a Vestas.

El precio de los carburantes de automoción subió un 1,91% en el mes de abril, 1,31 euros más por depósito

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Javier Angulo / Agencias.- El precio de la gasolina y del gasóleo prosigue con su escalada después de subir de media un 1,91% en el mes de abril, lo que supone un gasto de 1,31 euros más de media por cada llenado de depósito, según los datos del Boletín Petrolero de la Unión Europea. Para el cálculo de estos datos se tuvo en cuenta las mayores ventas en España de gasóleo que de gasolina, según la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores).

En concreto, el precio medio del litro de gasolina en el mes de abril ha encadenado una nueva subida tras repuntar un 4,68%, para situarse en los 1,331 euros frente a los 1,271 euros de media del mes de marzo. Por su parte, el litro de gasóleo encadena una nueva subida tras repuntar un 1,3%, con un precio de 1,244 euros, frente a los 1,228 euros del mes de marzo. Ambos carburantes entraron a principios de año en una tendencia alcista con la que rompían una espiral a la baja que había llevado a un abaratamiento del 13% de la gasolina y de más del 12% del gasóleo desde los máximos que alcanzaron en octubre.

Con los precios medios de abril, el llenado de un depósito medio de gasolina de 55 litros cuesta 73,21 euros, 3,3 euros más que los 69,91 euros que costaba en el mes de marzo, mientras que en el caso del gasóleo asciende a 68,42 euros, unos 0,88 euros más que en el mes de marzo. La subida en los precios de los carburantes desde principios de año viene acompañada de un incremento en los precios de la cotización del petróleo.

Los carburantes son más baratos en España que en la media de la Unión Europea y la zona euro, donde el precio medio de venta al público del litro de gasolina se sitúa en 1,455 euros y 1,499 euros, respectivamente, mientras que el litro de gasóleo cuesta de media 1,364 euros en la Unión Europea y 1,358 euros en la eurozona. El menor nivel de precios finales con respecto a los países del entorno se debe a que España, pese a las subidas del IVA, a los mayores impuestos y a los gravámenes al biodiésel, cuenta con una menor presión fiscal que la media comunitaria.

Ingenieros Industriales piden al Gobierno un calendario en el PNIEC que garantice la estabilidad de precios en el suministro eléctrico

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Europa Press.- El Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid (COIIM) pide al Gobierno que añada al borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) un calendario «planificado y consensuado con todos los sectores» que garantice la continuidad del suministro eléctrico y unos precios estables.

En este contexto, se ofrece al Ejecutivo para plantear alternativas que presenten mejores perspectivas de ser ejecutadas en los plazos previstos, iguales o mejores resultados en cuanto a costes y reducción de emisiones y menores riesgos de suministro. Para el colegio profesional los plazos del PNIEC son «muy ambiciosos» ya que el ritmo anual de implantación de generación eólica y solar que sería necesario «multiplica por cuatro» el del periodo de mayor crecimiento del sector.

El borrador del plan aprobado por el Gobierno el 22 de febrero y remitido a la Unión Europea contempla una «ambiciosa» transformación del sistema energético a través de la reducción de emisiones, la eficiencia energética y potenciar las energías renovables con una inversión de 236.000 millones de euros hasta 2030, lo que supone unos 23.600 millones de euros anuales, de los que el 80% será asumida por el sector privado.

El plan incluye también la disminución en un 25% de la cogeneración con gas natural, prevé el cierre de 9 centrales de carbón en 2020 y otras 5 antes de 2030 y el cierre de 4 centrales nucleares entre 2025 y 2030 y otras 3 entre 2030 y 2035. Otros aspectos del plan incluyen un importante cambio en la movilidad que plantea pasar de los 58.000 vehículos eléctricos actuales a los 5 millones en 2030.

Se necesitan renovables y almacenamiento

A este respecto, el COIIM pide este calendario “planificado y consensuado con todos los sectores» porque en función del ritmo real de cierre sería necesario sustituir entre 2020 y 2030 los 80.081 gigawatios hora al año, que dejarán de generar las centrales de carbón y las nucleares. Las nucleares proporcionan en torno al 21% de la electricidad sin emisiones de CO2. De este modo, advierten al Gobierno de que ese plan de cierre «solo sería viable» si se añaden 65.456 megawatios de generación eólica y solar, incluida la fotovoltaica y la termosolar hasta 2030 en los plazos previstos, «con suficiente capacidad» de sistemas de almacenamiento y respaldo, tanto de corta duración como de carácter estacional.

De acuerdo con los cálculos realizados por los ingenieros, el ritmo anual de instalación debería ser de 5.950 megawatios al año, lo que equivale a casi cuadriplicar la instalación en los años de mayor crecimiento (periodo entre 1998 y 2011), cuando el ritmo era de 1.600 MW/año. En cuanto a las cifras de inversión, el colegio profesional asegura que en la actualidad la inversión total al año del sector industrial en España es de 23.000 millones de euros, lo que supone el 1,9% del PIB. El nivel de inversión del sector de producción eléctrica representa el 0,3% del PIB, 3.630 millones de euros al año.

Sin embargo, la inversión anual total propuesta en el PNIEC es de 23.600 millones de euros, una cifra que en el plan para renovables, redes y electrificación es de 14.348 millones, lo que también multiplica por 4 la inversión anual del sector eléctrico. En este contexto, advierte de que el hecho de no abordar estas inversiones podría incrementar el riesgo de incumplimiento y multa por parte de la Unión Europea.

Por otro lado, además de las medidas indicadas, el Colegio ve «interesantes» otras acciones como actualizar tecnológicamente las plantas renovables existentes, aumentar las interconexiones con el resto de Europa y África, instalar nuevos bombeos en centrales hidroeléctricas existentes o repotenciarlas, aumentar la eficiencia energética de los procesos en la industria, transporte y edificación, con mejoras del aislamiento y los sistemas de climatización o la producción distribuida para favorecer la autogeneración.

Errejón propone para la Comunidad de Madrid una Vicepresidencia de Transición Ecológica y un billete integrando bicis, taxis y carsharing

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Europa Press.- El candidato de Más Madrid a la presidencia de la Comunidad de Madrid, Íñigo Errejón, ha lanzado el Plan V, un proyecto de desarrollo regional «verde que beneficie a la mayoría de la ciudadanía», con medidas como la creación de una Tarjeta Única de Transportes que integre plataformas de bicicletas y vehículos de alquiler, y una Vicepresidencia de Transición Ecológica.

El Plan V es una estrategia integral «para hacer de Madrid una región sostenible y ponerla a la vanguardia en materia de innovación» y cuenta con 6 ejes. El primero, de Movilidad sostenible, pretende reducir el uso del coche. Para ello apuesta por un plan de choque en Metro, «frente al maltrato al que ha sido sometido estos años», con la contratación de más personal y trenes, con un plan de eliminación de amianto, «impulsando de forma decidida la accesibilidad y asegurando la calidad del aire en andenes y estaciones».

También quiere crear una Tarjeta Única, un billete integrado que sirva como servicio monedero o servicio de postpago para todos los transportes públicos de la Comunidad de Madrid y que integre las nuevas modalidades como las plataformas de carsharing, la red regional de bicicletas e incluso el taxi. Más Madrid quiere que el uso de la bicicleta sea «un derecho, un servicio público y una pieza fundamental en la movilidad de los madrileños». «Queremos ayudar a que los municipios dispongan de redes propias de bicicletas que protagonicen la movilidad dentro de las ciudades, así como fomentar pasarelas y carriles bicis que comuniquen nuestros municipios», apunta.

Asimismo, pretende seguir el ejemplo de Madrid Central para crear «ciudades amables» e impulsar «nuevos núcleos de vida social, comunitaria y comercial alrededor de centros peatonales, fomento de los modos activos y acceso restringido de vehículos privados contaminantes«. También defiende apoyar el establecimiento de carriles Bus-VAO en las principales vías de acceso a Madrid, competencia estatal, y poner uno de estos carriles en la M-607.

Empleo verde y vivienda eficiente

Errejón quiere que Madrid se convierta en la punta de lanza de la revolución del empleo verde en España con la creación de una Agencia Regional de I+D+i. Igualmente, ve necesario actualizar la FP y orientarla a las necesidades «de una economía en transición ecológica basada en los empleos verdes», así como fomentar las renovables con una «industria de vanguardia muy competitiva». En materia de Vivienda, plantea invertir en vivienda pública y protegida e impulsar la colaboración público-privada para rehabilitar un parque edificatorio «en buena parte envejecido e ineficiente energéticamente«.

El candidato de Más Madrid propone una matriz energética «totalmente descarbonizada» en 2050 diseñando una política estratégica, con un calendario ambicioso «que combine penetración de energías renovables en todos los sectores, electrificación general y una reducción sustancial del consumo de energía mediante el ahorro y la eficiencia». «El carácter distribuido de las energías renovables supone además una oportunidad para avanzar hacia modelos energéticos más democráticos, donde la gente adopte un papel económico protagonista. Y también más justos, erradicando la pobreza energética desde el empoderamiento ciudadano que ofrece el autoconsumo«, indican.

En esta misma línea, se compromete, en caso de gobernar, a aprobar una Ley de Cambio Climático con objetivos de reducción de emisiones (50% para 2030, emisiones nulas en 2050) y de reducción de consumo de energía primaria de un 40% en 2050. Además, crearían una vicepresidencia de Transición Ecológica que supervise y coordine la labor del resto de consejerías.

También elaborarán un Plan Madre de rehabilitación y reforma integral de edificios que reduzca su consumo energético. Siguiendo el ejemplo del Ayuntamiento de Madrid, «se contratará energía eléctrica 100% renovable certificada en todos los edificios y administraciones de la Comunidad«. Errejón también desea un plan de transición de la flota pública regional a vehículos propulsados por sistemas eléctricos y nuevas tecnologías, apoyando a los municipios para que creen sus propias flotas de bicicletas eléctricas y se renueven los autobuses urbanos.

Por último, quieren crear un «cinturón verde y ecológico» en la región. «Madrid tiene una deuda con el Sur. Tenemos que reequilibrar la región poniendo el Sur en el centro de la transición ecológica y lo haremos con un Cinturón Verde. En cada localidad fomentaremos la articulación de Campus de Innovación especializados que integren innovación científica, Formación Profesional y viveros de empresas sostenibles para impulsar un nuevo modelo productivo», apuntan. Por ejemplo, en Parla estaría el campus Rehabilitación de vivienda/construcción sostenible y en Mostoles Energía.

Grupos ecologistas llevan al Gobierno de Francia a los tribunales por su inacción en la lucha contra el cambio climático

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Europa Press.- Grupos ecologistas, entre los que se encuentran Greenpeace y Oxfam, han llevado al Gobierno francés ante los tribunales por no tomar suficientes medidas para luchar contra el cambio climático, un movimiento sin precedentes y que está respaldado por una campaña con 2 millones de firmas.

El objetivo de la campaña es que el juzgado administrativo de París obligue al Gobierno a aplicar sus políticas, como el plan energético plurianual, conocido como PPE, y los tratados internacionales suscritos por Francia, como el Acuerdo de París, firmado en 2015. «El Estado no está cumpliendo ni lo que se ha comprometido a hacer, especialmente todo lo relacionado con el Acuerdo de París de 2015», denunció la actual directora ejecutiva de Oxfam y exministra francesa, Cecile Duflot. «El Estado es un litigante como cualquier otro, nuestro objetivo es que sea condenado a actuar», explicó.

Emisiones en aumento desde 2015

La acción también está respaldada por la Fundación Nicolas Hulot, creada por el ecologista y exministro que dimitió el verano pasado por la falta de progreso en la lucha contra el cambio climático del presidente Emmanuel Macron. Greenpeace denuncia que Francia está en el mal camino ya que desde 2015 la emisión de gases invernadero va en aumento. «Esta actitud de sentarse y esperar a ver qué pasa solo ha empeorado la situación en la agricultura, el transporte, la energía y en otros sectores», lamenta. «Francia se está quedando atrás y ahora es necesario un nuevo comienzo y medidas fuertes y urgentes», alerta Greenpeace, que recalca que el Gobierno se niega a tomar medidas urgentes para lograr los objetivos climáticos.

El ministro de Medio Ambiente, François de Rugy, ha negado que el Gobierno esté actuando con demasiada lentitud en este sentido y criticó que una acción judicial no va a llevar a una reducción de los gases de efecto invernadero. Por su parte, Macron, que está en Nairobi, ha desdeñado una acción judicial que en su opinión no llegará a nada. «La solución está en todos nosotros. En este tema no se trata de que sea la gente contra el Gobierno. Este sinsentido debe acabar», ha afirmado. Estaba previsto que el Gobierno aprobase un borrador de una nueva ley energética y sobre el clima que ahora ha sido pospuesta para poder incluir objetivos más ambiciosos.

Aevecar apuesta por la transformación constante de las gasolineras para despachar todo tipo de energía

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Europa Press.- El secretario general de la Agrupación Española de Vendedores al por menor de Carburantes y Combustibles (Aevecar), Víctor García Nebreda, reivindicó la necesidad de garantizar la seguridad en las estaciones de servicio «y seguir con la transformación constante del negocio acogiendo todo tipo de energía para los vehículos y garantizar la movilidad«. No obstante, García Nebreda también afirmó que, para adaptar el modelo de negocio de las estaciones de servicio a las nuevas formas de energía, es necesario realizar inversiones.

Así, señaló que la implementación de la transformación digital a las gasolineras puede facilitar la experiencia del usuario ya que «permite a la empresa ser más directa con el cliente y, de este modo, ahorrarse el método de prueba-error, utilizado tradicionalmente en este negocio». Sin embargo, recordó que en el sector conviven empresas multinacionales con pymes y micropymes, lo que dificulta que la transformación digital «se aplique al mismo nivel y a la misma velocidad».

El secretario general de Aevecar también insistió en que la transformación es continua por lo que es necesario adaptarse a todo lo nuevo, tanto en materia de legislación como de temas comerciales, como las nuevas energías. Así, añadió que las nuevas tecnologías «facilitan el funcionamiento y el desarrollo de los modelos de negocio», por lo que «hay que seguir transformándose«. También apuntó el carácter positivo de la ITC-04 por su adaptación a los nuevos tiempos y la necesidad de que las comunidades autónomas apliquen, por igual, la guía técnica MI-IP 04, la cual está «viva», ya que a medida que vayan surgiendo nuevos problemas, «estos pueden ser incorporados al documento».

Aesae reclama un mercado libre

Por su parte, la Asociación Nacional de Estaciones de Servicio Automáticas (Aesae) ha reivindicado un mercado libre con competencia real en el sector de los carburantes y ha demandado a las administraciones públicas que legislen pensando en los ciudadanos. También analizó la ITC MI-IP O4, una normativa que Aesae veía necesaria. Sin embargo, manifiesta su desacuerdo con algunas exigencias, como la limitación por repostaje a 3 minutos o 75 litros.

El presidente de Aesae, Manuel Jiménez Perona, ha indicado que «esta medida, sin motivación conocida y sin estudio que la soporte, nos obliga a renunciar a una cuota de mercado muy importante para nuestros socios, la de los vehículos pesados«. Así, Jiménez Perona ha pedido que no se pongan más trabas injustificadas a las estaciones automáticas para competir, y asegura que desde San Juan de Luz a Copenhague compiten en igualdad de condiciones con las estaciones tradicionales, preguntándose por qué en España no es así.

Además, el presidente de Aesae recordó que la transformación tecnológica de las estaciones de servicio «es un elemento fundamental que ayuda a las empresas a diferenciarse de la competencia y al ciudadano a elegir libremente dónde repostar». Por último, Jiménez Perona ha destacado que Madrid es la que más cara paga el carburante. «Los madrileños sufren las consecuencias de las trabas que la Comunidad pone a la implantación de este modelo de negocio», ha resaltado.

Suben un 9% en 2019

Por otro lado, el precio de la gasolina y del gasóleo ha encadenado su novena semana consecutiva de subidas, con lo que acumula un encarecimiento de hasta casi el 9% en lo que va de año. En concreto, el precio medio del litro de gasolina ha subido un 0,32%, situándose en los 1,261 euros. De esta manera, en lo que va de año, el precio medio del litro de gasolina acumula un encarecimiento del 6,9%.

Por su parte, el litro de gasóleo ha subido un 0,24% y se ha situado en los 1,228 euros, su nivel más alto desde finales del pasado noviembre. En este caso, el encarecimiento que suma este combustible en lo que va de 2019 es del 8,8%. Ambos carburantes entraron a principios de año en una tendencia alcista, que no parece tener fin y que cortaba con una espiral a la baja que había llevado a un abaratamiento del 13%, en el caso de la gasolina, y de más del 12% para el gasóleo, desde los máximos que alcanzaron en octubre.

Subida del barril de Brent

Con los actuales precios, el llenado de un depósito medio de gasolina de 55 litros cuesta unos 69,35 euros, 4,5 euros más que a principios de año, mientras que en el caso del gasóleo asciende a 67,54 euros, unos 5,4 euros más que al inicio de 2018. La caída en los precios de los carburantes en los últimos meses del año pasado vino de la mano de un descenso en el precio de la cotización del petróleo, al igual que ha ocurrido con las subidas. El barril de crudo Brent, de referencia en Europa, cotizaba en los 67,83 dólares, mientras que el Texas americano se intercambiaba a unos 58,5 dólares.

La gasolina es más barata en España que en la media de la Unión Europea y la zona euro, donde el precio medio de venta al público del litro de gasolina se sitúa en 1,374 euros y 1,413 euros, respectivamente, mientras que el litro de gasóleo cuesta de media 1,35 euros en la Unión Europea y 1,348 euros en la eurozona. El menor nivel de precios finales con respecto a los países del entorno se debe a que España tiene una menor presión fiscal, en general, que la media comunitaria.

NextEra reclama 291 millones a España tras fallar a su favor el Ciadi por el recorte a las energías renovables

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Europa Press.- España sufrió un nuevo revés ante la Corte Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), dependiente del Banco Mundial, por los recortes a las renovables, con un fallo a favor de la estadounidense NextEra Energy. El fallo concluye que España «incumplió con su obligación en virtud del Tratado de la Carta de la Energía de 1994 de brindar un trato justo y equitativo al no proteger las expectativas legítimas de la compañía sobre las cuales decidieron sus inversiones».

NextEra estima que, según las reglas para fijar los daños por los que debe ser compensada, debe ser indemnizada con 291 millones de euros, más intereses antes y después del juicio, basados en la rentabilidad del bono español a 5 años. NextEra inició en 2014 el arbitraje contra España. NextEra invirtió en dos plantas termosolares en Extremadura con una capacidad de 49,9 megavatios (MW). NextEra subraya que existen motivos por los cuales España puede tratar de anular la decisión, por lo que deberá buscar «la ejecución de la decisión a través de procedimientos legales adicionales».

En total, España suma 33 demandas de arbitraje de inversiones ante el Ciadi relacionadas con las reformas energéticas de las renovables. La última de ellas fue presentada a finales de febrero por el grupo Canepa Green Energy. El Ciadi ya ha fallado hasta en 3 ocasiones anteriores a favor del demandante. En concreto, en los casos de Masdar, perteneciente al fondo soberano de Abu Dhabi Mubadala, reconociéndole una indemnización de 64 millones de euros; Eiser Infraestructure, condenando a España a pagar 128 millones de euros más intereses; y el fondo Antin, con el pago de una indemnización de 112 millones.

No obstante, en los tres casos la ejecución de los laudos no se ha llevado a cabo, ya que se encuentran recurridos por el Gobierno español en procedimiento de anulación, en el caso de Eiser, o en periodo de solicitud de rectificación, en las demandas de Masdar y Antin. Además, el Estado español ha sufrido 2 reveses más: la danesa Athena Investments comunicó que había ganado un laudo contra España ante el Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo (SCC), que le favorecía con una indemnización de 11 millones; Asimismo, el tribunal sueco también reconoció el pago de 53 millones a la firma NovEnergia por los recortes a las renovables, aunque posteriormente suspendió la ejecución del laudo.

La resolución de estos procesos en contra del Estado está en el aire ya que la Comisión Europea respaldó a España en este frente abierto por los arbitrajes de las renovables, al considerar que al haberse iniciado por inversores de otros Estados de la Unión Europea era una situación contraria al Derecho de la Unión. Asimismo, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TUE) falló que la cláusula de arbitraje incluida en el acuerdo entre Eslovaquia y Países Bajos sobre la protección de inversiones no era compatible con el Derecho de la Unión Europea.

Este fallo abría una vía favorable para España en el conflicto con los fondos de inversión extranjeros por las renovables, aunque no definitiva, ya que muchos de los arbitrajes de inversión se han iniciado al amparo de la Carta Europea de la Energía. Anteriormente, España había ganado una demanda presentada por Isolux, mientras que también decayó la demanda de 6 millones de Solarpark Management, que había denunciado ante el SCC.

Las reclamaciones de los inversores extranjeros en tribunales internacionales de arbitraje por estos recortes a las renovables ascienden a más de 8.000 millones de euros. Entre todas estas demandas presentadas, destaca la interpuesta por el conglomerado The PV Investors ante la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (Uncitral), que asciende a 1.900 millones de euros, casi una cuarta parte de toda la cantidad demandada a España.