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La demanda de electricidad crece un 4,7% en marzo con la eólica como principal fuente de generación con un 32,9%

Europa Press / EFE.- La demanda peninsular de energía eléctrica en marzo se estima en 22.111 gigavatios hora (GWh), un 4,7% superior a la registrada en marzo del año anterior, según datos de Red Eléctrica de España (REE), el gestor técnico del sistema. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha crecido un 5,1% con respecto a marzo del año pasado, según señaló el operador de la red.

En consecuencia, en el primer trimestre de este año, la demanda de electricidad se estima en 66.020 GWh, un 2,9% más que en el mismo periodo de 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica es un 2% superior a la registrada en el año anterior. En lo que va de 2018, la eólica es la principal fuente de generación, con el 26,5% del total, seguida de la nuclear (21,6%) y la hidráulica (13,5%). Los ciclos combinados y el carbón han aportado el 8,5% y el 12,2%, respectivamente, mientras que la cogeneración ha contribuido con el 11%.

En marzo, la producción eólica ascendió a 6.937 gigavatios hora (GWh), un 62,7% más que en el mismo periodo del año pasado, y representó el 32,9% de la producción total. Por su parte, la nuclear aportó el 19,2% de la generación en lo que va de mes, la hidráulica el 19%, la cogeneración el 10,7%, y los ciclos combinados y el carbón cayeron al 5,4% y el 5,9%, respectivamente. La generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 56,6% de la producción y el 77,7% de la producción eléctrica de marzo procedió de tecnologías que no emiten CO2.

ACS construirá los aliviaderos y la estación de generación de un complejo hidroeléctrico en Canadá por 1.000 millones de euros

EFE.- El grupo ACS, a través de su filial Dragados Canada, se adjudicó el contrato para la construcción de los aliviaderos y la estación de generación del complejo hidroeléctrico Site C Clean Energy por 1.000 millones de euros. La inversión total del proyecto Site C Clean Energy asciende a 6.700 millones de euros, según indicó el grupo de construcción y servicios.

Una vez entre en funcionamiento, el complejo hidroeléctrico será capaz de generar 1.100 megavatios de potencia, con una producción anual estimada de 5.100 gigavatios hora (GWh). La participación de ACS es de un 55%, a través de Dragados Canada y Flatiron Contractors, junto con Aecon Contractors y EBC. El contrato consiste en la ejecución de una central hidroeléctrica que aloja seis grupos de turbogeneradores de 183 megavatios (MW) de potencia instalada cada uno. Las 6 estructuras de toma están separadas de la central y conectadas con ésta a través de sendas tuberías de 10 metros de diámetro y 80 metros de longitud. Se emplearán 700.000 metros cúbicos de hormigones armados y la finalización de los trabajos está prevista para 2023.

La sequía dispara las emisiones de CO2 de la electricidad un 28,13% por el mayor peso de carbón y gas

Europa Press.- Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) procedentes de la generación eléctrica han aumentado un 28,13% en 2017 respecto al mismo periodo de 2016, ya que a consecuencia de la sequía la energía hidráulica cayó casi a la mitad hasta el 30 de septiembre, según indicó Red Eléctrica de España.

En concreto, la energía hidráulica disminuyó un 49,5% desde el 1 de enero hasta el 30 de septiembre y cayó un 29,1% durante septiembre por la falta de agua, por lo que la demanda eléctrica en España se ha compensado con energía de carbón y de ciclo combinado de gas, que son más caras y también más emisoras de CO2.

Así, en lo que va de año (de enero a septiembre) se han emitido en el conjunto de España 52.990.411 toneladas de CO2 relacionadas con la producción de electricidad, de las que 30.318.938 toneladas de CO2 se debieron a la generación por carbón y 10.069.124 toneladas de CO2 al gas (ciclo combinado). Estas cifras, suponen un 28,13% más que en el mismo periodo del 2016 (41.354.702 toneladas). El año pasado el carbón en el mismo periodo emitió 21.960.124 toneladas de CO2, es decir, un 27,52% menos, y el ciclo combinado, 8.614.516 toneladas de CO2, un 14,45% menos que este año.

Según datos de Red Eléctrica de España, la energía generada con carbón ha crecido un 39,5% en este año y, en la misma línea ascendente, se sitúa el ciclo combinado (gas), que ha aumentado un 42,6% en este año, al mismo tiempo que la energía eólica disminuyó un 9,8% en lo que va de año, aunque repuntó un 4,7% en el mes de septiembre. En total, desde septiembre de 2016 a septiembre de 2017, la hidráulica ha generado un 42,6% menos de electricidad y la eólica ha perdido también un 12% en el mismo periodo. Además, en la actualidad se genera un 25% más de energía con carbón que hace un año y un 44% más de ciclo combinado (gas).

Los datos apuntan que en el último mes disminuyó un 5,9% la generación renovable para suplir la demanda eléctrica pero, si se compara con los datos de hace un año, la electricidad procedente de renovables se redujo en un 22,9%. Así, las emisiones de CO2 asociadas a la generación eléctrica alcanzaron 7.089.179 toneladas en julio; 6.038.501 toneladas en agosto y 5.720.637 toneladas de CO2 durante el mes de septiembre a nivel nacional. De estas, el carbón supuso más de la mitad de las emisiones de CO2 en julio, 4.098.000 toneladas de CO2; entorno a la mitad en agosto, 3.079.792 toneladas y 2.919.485 toneladas de CO2 por carbón correspondieron a septiembre.

Según fuentes de Red Eléctrica, la falta de energía hidráulica por la sequía y de eólica, que disminuyó por la falta de viento, se está compensando con carbón y gas, mientras la nuclear permanece constante. En los datos, según subraya, tiene importancia Canarias, que fundamentalmente depende de combustibles fósiles, al no tener interconexión eléctrica. Así, en septiembre, las centrales nucleares, que no emiten CO2, aportaron el 24,9% de la generación y se convirtió en la fuente de energía con mayor peso en la producción eléctrica.

En segundo y tercer puesto se situaron el ciclo combinado, con el 17,2%, y el carbón, con el 14,9% respectivamente. En su conjunto, las renovables contribuyeron a la demanda eléctrica con un 29,8% del total y debido a la disminución de la generación hidráulica junto con el aumento del ciclo combinado volvió a producirse un descenso renovable de 0,5 puntos porcentuales respecto al año anterior.

Si bien, del total de la energía generada, el 54,4% en septiembre fue libre de CO2 (renovables + nuclear). En la actualidad, a finales del mes de septiembre las reservas hidráulicas se situaron en un 29,2%, casi 17 puntos por debajo que en septiembre de 2016 y 3,4 puntos menos que en el mes de agosto. En cuanto a la producción eólica peninsular, en septiembre llegó a 2.793 gigawatios hora, lo que supone un 4,7% más frente al mismo mes de hace un año. El máximo de generación eólica peninsular se produjo el 9 septiembre, lo que supuso un 34,1% de la generación ese día.

Finalmente, el precio final de la demanda peninsular en septiembre fue de 56,36 euros por megavatio hora, lo que significa un aumento del 3% respecto al mes anterior y un 10,3% más frente a septiembre de 2016. Sin embargo, la demanda fue un 3% menor en este mes. Este dato también tendría relación con la sequía y el viento en calma, ya que la demanda se está supliendo con carbón y gas que España adquiere en el exterior, lo que provoca un aumento del precio.

El recibo de la luz apunta a subidas en las próximas semanas pese al buen momento de los embalses

Europa Press.- El recibo de la luz está a punto de interrumpir el abaratamiento del 19% que acumula en lo que va de año y se prepara para iniciar previsiblemente en las próximas semanas un cambio de tendencia que se irá consolidando conforme avance el año, según datos de los mercados a plazo.

El inicio de las subidas en las próximas semanas se producirá a pesar de que los embalses superan el 75% de su capacidad y se encuentran no solo por encima de los niveles de 2015, sino también de la media del decenio. En las cuencas del Duero, Tajo y Sil se han tenido que realizar desembalses por el exceso de capacidad. El recurso hidráulico, que las compañías eléctricas pueden utilizar con criterios de oportunidad económica, es uno de los elementos que contribuyen a las bajadas del recibo en los últimos meses, junto a la abundancia de viento, cuyo efecto sobre el mercado mayorista es inmediato.

Los precios futuros publicados por el operador ibérico Omip para las próximas semanas apuntan a entre 30 y 39 euros por megavatio hora (MWh), así como a una media de 39,76 euros en junio, lo que situará, de conformarse esta tendencia, en unos 30 euros la media del segundo trimestre. Este nivel es parecido a los 30,61 euros de media con que se cerró el primer trimestre, si bien responde a que en abril y en la primera quincena de mayo los precios han continuado bajando, hasta el entorno de los 24 euros, de modo que será a partir de las próximas semanas cuando se produzca el cambio de tendencia.

El coste de lo que cuesta la electricidad, que tiene un peso cercano al 37% sobre el recibo final de la luz, apunta a los 44,1 euros en el tercer trimestre, que será el más caro del año, con un nivel un 44% superior al primero en términos de mercado mayorista. Para el cuarto trimestre, se espera una media de 42,7 euros. De confirmarse estas previsiones del mercado, se habrá roto una racha de varios meses de fuertes bajadas en el recibo de la luz. La rebaja interanual del 19,4% es fruto de abaratamientos del 3,1% en abril, del 0,4% en marzo, del 6,5% en febrero y del 10,6% en enero, según datos del INE.

Uruguay consigue un suministro eléctrico prácticamente 100% renovable durante 24 horas seguidas

La energía eléctrica consumida en Uruguay provino prácticamente en su totalidad de fuentes de energía renovables durante 24 horas consecutivas, según comunicó una empresa especializada en reducción de costes energéticos. Así, la firma SEG Ingeniería especificó que el 70,5% se originó en presas hidráulicas, el 21,1% fue generado de forma eólica, el 7,9% provino de la biomasa y el 0,4% fue energía solar.

El director de Cambio Climático del Ministerio de Vivienda y Medio Ambiente de Uruguay, Ramón Méndez, recientemente reconocido como una de las 50 personas más influyentes del mundo según la revista Forbes, recuerda que durante dos años se invirtieron más de 2.000 millones de dólares en energías renovables. Gracias a ello, se consiguió que casi la totalidad del mix eléctrico provenga de una combinación entre energía eólica, fotovoltaica y biomasa, que se complementaron con la tradicional energía hidráulica, según Méndez.

Asimismo, señaló que con la introducción de varios tipos de energías renovables «se rompió con varios mitos», que según explicó se planteaban desde el inicio de estos proyectos, entre ellos que «no era posible» generar un «fuerte porcentaje» de fuentes renovables más allá de la energía hidráulica. «Tuvimos períodos en los que era posible complementar diferentes tipos de energías renovables entre sí para llegar a un porcentaje muy cercano al 100%. De hecho, en parte del día, el 100% de la energía en Uruguay proviene en condiciones normales de esa combinación entre energías renovables», indicó.

Competencia multa con 25 millones a Iberdrola por manipulación en el precio de la energía eléctrica

Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha impuesto una sanción de 25 millones de euros a Iberdrola Generación por la manipulación del precio de la energía eléctrica, considerada como una conducta muy grave.

En concreto, la sanción a Iberdrola se refiere a las actuaciones realizadas mediante el incremento del precio de las ofertas de las centrales hidráulicas de Duero, Sil y Tajo, entre el 30 de noviembre de 2013 y el 23 de diciembre de 2013.

El artículo 60.a) 15 de la Ley 54/119 del sector eléctrico determina como infracción muy grave cualquier manipulación fraudulenta tendente a alterar el precio de la energía eléctrica o la medición de las cantidades suministradas.

Contra esta decisión, Iberdrola Generación podrá interponer recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional, en un plazo de dos meses.

En su resolución, el organismo presidido por José María Marín Quemada señala que la manipulación realizada por la eléctrica se desarrolló en un contexto en que el mercado se situaba «ya de por sí en precios altos y en un escenario de elevada demanda».

Así, la CNMC afirma que Ibedrola, «consciente de la existencia de un escenario de elevada demanda al que corresponde el mes de diciembre, decide retirar una capacidad de producción para provocar un incremento adicional en el precio del mercado».

INCREMENTO DE UNOS 7 EUROS POR MWH

Asimismo, la CNMC indica que la conducta de Iberdrola provocó un incremento del precio del mercado diario estimado en unos 7 euros por megavatio hora (MWh).

De esta manera, el ‘superregulador’ estima que el beneficio propio ocasionado por esa actuación del incremento del precio fue de unos 21,5 millones de euros, mientras que el impacto para el conjunto de la demanda se cifra en unos 105 millones de euros.

SUSPENSIÓN DE LA SUBASTA

A finales de 2013, el Gobierno decidió suspender las subastas Cesur, por las que se fijaba el precio de la electricidad, después de que la celebrada el 19 de diciembre de ese año arrojara un incremento de los precios de la electricidad del 25,6% que habría provocado una subida de la tarifa del 11%.

Ante este hecho, el Gobierno decidió intervenir y fijar una subida media en la tarifa eléctrica del 2,3% durante el primer trimestre de 2014.

En un informe, la CNMC insistió en que en la subasta concurrieron «circunstancias atípicas» que impidieron que se desarrollara en un entorno de «suficiente presión competitiva» y abrió una investigación sobre las circunstancias en que se desarrolló y el comportamiento de los agentes que participaron en la misma.