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

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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%.

La demanda de gas natural permaneció estable en 2018 gracias al consumo doméstico tras caer el utilizado para generar electricidad

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Redacción / Europa Press.– La demanda total de gas natural en España en 2018 se situó en 349.290 GWh, unos valores similares a los registrados en 2017, cuando el consumo creció un 9%. Las regiones en las que más creció la demanda en 2018 fueron: Baleares, con un incremento del 29%, Madrid, con un crecimiento del 15% y Cantabria con un crecimiento del 13%.

En este sentido, la demanda convencional de gas natural en España, la destinada a los consumos doméstico-comercial, industrial, servicios y cogeneración, ha alcanzado en 2018 los 287.316 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 4,4% con respecto al 2017 debido, principalmente, al incremento de la buena marcha del consumo industrial y de la positiva evolución de la demanda doméstico-comercial, según apuntó Enagás. En concreto, la demanda de gas natural en la industria finalizó 2018 con un aumento del 4% frente al año anterior, «lo que pone de manifiesto la positiva evolución de la economía», indicó el gestor gasista. Actualmente, la industria representa el 60% del total de la demanda nacional de gas natural.

Mientras, la demanda doméstico-comercial, destinada a los consumos de hogares, comercios y pymes, cierra 2018 con un crecimiento de más del 7%. La evolución del consumo doméstico-comercial ha sido positiva a lo largo de todo el año, registrando hasta en ocho ocasiones el valor más alto de la última década para un mes específico. Por su parte, la demanda de gas natural para generación de electricidad alcanza a final de año los 61.937 GWh. Este año se ha registrado una mayor generación hidráulica en comparación con 2017, que fue especialmente seco. De esta manera, el gas natural empleado en los ciclos combinados cayó un 18,3%.

Los ciclos combinados de gas independientes piden al Gobierno que no suprima el servicio de disponibilidad

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Europa Press.- La Asociación de Productores Independientes de Energía Eléctrica (APRIE), que agrupa a empresas como Engie, Bizkaia Energia, Alpiq o Shell, ha pedido al Ministerio para la Transición Ecológica que rectifique la decisión de suprimir el servicio de disponibilidad, recogida en la propuesta de orden de peajes eléctricos para el año 2019, ya que «abocaría a los ciclos combinados a dar un salto al vacío».

El presidente de APRIE, Alfonso Pascual, mostró «la sorpresa y el malestar» de la asociación por la medida planteada en la orden y subrayó que, con ese escenario, «está sobre la mesa» la solicitud de los cierres de los ciclos ante la falta de viabilidad económica de las plantas. «Si se quiere que el gas natural sea esa energía que va a ayudar en la transición, el suprimir este servicio de disponibilidad es abocar a que los ciclos combinados den un salto al vacío», apuntó.

En su propuesta, Transición Ecológica suprime el servicio de disponibilidad actual, uno de los incentivos que forman parte de los pagos por capacidad y que las centrales cobran por estar listas para ser activadas por el operador del sistema en caso de necesidad, evitando unos costes de 170 millones de euros al sistema eléctrico, pero que suponen un recorte a las empresas del sector. La decisión del Ministerio se fundamenta en llevar a cabo un análisis en profundidad del modelo que adopte la Comisión Europea para los mecanismos de capacidad, que incluirá dentro del denominado Paquete de Invierno. Este hecho ya llevó este año a una revisión del plazo de aplicación, de anual a semestral, de los mecanismos de disponibilidad.

Pascual estimó que esta medida supone una merma de unos 20 millones de euros para los asociados de APRIE por los casi 4.000 megavatios (MW) de potencia que gestionan con sus ciclos combinados, lo que pone en peligro, si no hay alternativa, «sus obligaciones» de pagos de nóminas a empleados y de impuestos a municipios. La asociación subraya que ese importe por el servicio de disponibilidad no alcanza para cubrir todo el opex, pero sí que representa «un mínimo balón de oxigeno» para resistir a futuro antes unas perspectivas de salida del carbón y desarrollo de renovables, que deberían hacer a partir de 2022 que los ciclos combinados de gas «tuvieran una mínima rentabilidad razonable».

No obstante, tampoco descartan, en el caso de no producirse una marcha atrás en esta supresión del servicio de disponibilidad por el Gobierno, que sus asociados recurran la orden ministerial. «Nos reservamos todas las alternativas. Cada inversor tendrá que ver con sus accionistas y departamentos legales si se recurre la orden. La vía del recurso no es lo mejor, pero se abordará si no queda otra alternativa», apuntó Pascual, quien subrayó que las empresas están en la obligación de «defender a sus accionistas y las comarcas donde están sus activos».

Asimismo, advirtieron también de que la caducidad del incentivo a la inversión para el horizonte del año 2022 pone en riesgo la continuidad de más de la mitad de los 26 gigavatios (GW) existente de ciclos combinados de gas. «La demanda hay que cubrirla. Entendemos que esta no es la fórmula para transición», señaló Daniel Fernández, vocal de la asociación.

La demanda de energía eléctrica crece un 0,2% en noviembre con la eólica como principal fuente de generación

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Europa Press.- La demanda peninsular de energía eléctrica en noviembre alcanzó los 20.939 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 0,2% con respecto a la registrada en el mismo mes del año anterior, según Red Eléctrica de España (REE). Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha disminuido un 0,8% con respecto a noviembre de 2017.

La producción de origen eólico alcanzó los 4.578 GWh en noviembre, un 15,7% superior a la del mismo periodo del año pasado, y supuso el 21,6% de la producción total. Por su parte, el carbón fue la segunda fuente que más aportó al sistema en el mes, con el 18,3% de la generación, seguido de la nuclear (18,1%), ciclos combinados (15,2%), cogeneración (11,5%), hidráulica (10,1%) y la solar fotovoltaica (1,6%).

En los once primeros meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se situó en los 232.337 GWh, un 0,9% más que en el mismo periodo de 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica fue un 0,8% superior a la registrada en el mismo periodo del año anterior. En lo que va de 2018, la nuclear es la principal fuente de generación, con el 21,6% del total, seguida de la eólica (19,7%), hidráulica (14%), carbón (14,2%), cogeneración (11,7%), ciclos combinados (10,4%) y solar fotovoltaica (3,1%).

El consumo de combustibles de automoción sube un 2,7% en agosto, registrando su mayor dato en este mes desde 2008

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Europa Press.– El consumo de combustibles de automoción ascendió a 2,527 millones de toneladas en agosto, lo que supone un incremento del 2,7% con respecto al mismo mes del año pasado y el mejor dato en este mes desde 2008, según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores).

Este incremento en agosto fue fruto, principalmente, del repunte registrado en las gasolinas, cuyo consumo se disparó un 7,3% hasta las 501.000 toneladas, mientras que también subieron los gasóleos, que crecieron un 1,7%, hasta los 2,026 millones de toneladas. En el acumulado anual, los consumos registran también incrementos, con un crecimiento del 4,1% en el caso de las gasolinas y del 2,1% para los gasóleos. También presentan crecimientos todos los grupos de productos petrolíferos. De esta manera, aumentan el GLP (+3%), gasolinas (+4,1%), querosenos (+4,8%), gasóleos (+2,7%) y fuelóleos (+3,7%).

En lo que se refiere al gas natural, en agosto registró su tercer mes consecutivo de caídas en su consumo, con un descenso del 5,1% frente al mismo mes de 2017. Así, el destinado para generación eléctrica presentó un fuerte descenso (-21,5%), mientras que el convencional y el GNL de consumo directo aumentaron 2% y 6,8%, respectivamente. En el acumulado anual, el consumo de gas natural crece un 1,4%; ascienden el consumo convencional (+5,2%) y el GNL de consumo directo (+1,3%), mientras que disminuye el destinado a generación eléctrica (-13,6%).

Repsol se lanza a generar y vender electricidad en su nuevo plan estratégico con la probable compra de ciclos combinados

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EFE / Europa Press.– La petrolera Repsol comercializará gas y electricidad y se expandirá en generación eléctrica con su plan estratégico para el período 2018-2020, que destina 2.500 millones de los 15.000 millones de euros de inversión total contemplados a negocios de bajas emisiones de CO2, en los que incluye también la actividad mayorista de gas, consolidarse de cara al largo plazo en el comercio minorista de gas y electricidad y en generación eléctrica.

El consejero delegado de la compañía, Josu Jon Imaz, considera que la venta de la participación del 20% que la petrolera tenía en Gas Natural Fenosa, por la que obtuvo más de 3.800 millones de euros, abre la oportunidad a que Repsol empiece a desarrollar su propia actividad operada en el gas y la electricidad, pero eso sí fuera de negocios regulados que dependen de retribuciones fijadas por gobiernos. El plan presentado actualiza el que lanzó la compañía en 2015 tras la compra de la canadiense Talisman, al haberse cumplido con antelación los objetivos, y traza líneas para 2025 en esas nuevas actividades del que denomina «negocio de bajas emisiones».

Repsol contempla objetivos ambiciosos en cuanto a su participación en el mercado basado en el desarrollo del gas y la generación baja en emisiones. La petrolera actuará como mayorista de gas, actividad en la que quiere alcanzar una cuota del 15%, y comercializará gas y electricidad, ámbitos en los que espera tener 2,5 millones de clientes en 2025, que supondrían una cuota de mercado de más del 5%. Además, la petrolera, cuya actividad en generación eléctrica se limita ahora a la cogeneración que produce en sus plantas, quiere alcanzar una capacidad de 4.500 megavatios (MW) en producción eléctrica en 2025 y que la generación distribuida (fuentes no centralizadas de generación cercanas de un consumidor) sea un vector de su crecimiento.

La expansión se desarrollará de forma orgánica, aunque el consejero delegado de Repsol no ha descartado la compra de ciclos combinados, así como de renovables pero, eso sí, siempre que éstas no estén ya en operación, aunque ha recordado que la compañía ya tuvo parques eólicos en el Reino Unido, de los que tuvo que desprenderse en 2015. Tampoco descarta otras compras para crear el negocio de gas y electricidad y ha señalado, al ser preguntado por una eventual adquisición para controlar Viesgo, la quinta eléctrica del país, que está en conversaciones con muchas compañías.

El grupo prevé que el plan estratégico 2018-2020 podrá autofinanciarse a 50 dólares/barril crudo Brent, un escenario especialmente conservador con el barril de crudo actualmente por encima de los 75 dólares y un precio en el que la compañía garantiza además el mantenimiento de una elevada flexibilidad financiera y de un nivel de deuda muy inferior a la media del sector. Asimismo, Imaz asegura que, pese a los actuales precios, «tenemos que estar preparados para un escenario a largo plazo que no va a ser de precios elevados» y en el que habrá mucha volatilidad.

Aumentar la producción de crudo

El plan estratégico destina 11.000 millones de los 15.000 millones de euros de inversión prevista al núcleo de la cartera de activos de la compañía, con 4.700 millones para aumentar la producción en el área de upstream (exploración y producción) y otros 4.000 millones en el de downstream (refino, química, comercialización). Repsol prevé incorporar 95.000 barriles adicionales en el período 2018-2020 con la entrada en producción de nuevos proyectos. La petrolera prevé una producción media en ese período de 750.000 barriles de petróleo equivalentes al día, frente a los 695.000 barriles de 2017, algo que se verá complementado por una activa gestión del portafolio, mediante la cual se sustituirán la producción de barriles por otros con mayor margen de beneficio.

Repsol busca garantizar un nivel de reservas óptimo a medio y largo plazo, y se priorizarán los proyectos onshore (en tierra) y en aguas someras. Así, las principales inversiones se concentrarán en activos ya existentes, que no requieren de importantes desarrollos, son grandes generadores de caja y permitirán aumentar la producción a corto plazo, como Sagari (Perú), Marcellus, Eagle Ford y Buckskin (Estados Unidos), Yme (Noruega), Bunga Pakma y Kinabalu (Malasia), Corridor (Indonesia), NC-115 y NC-186 (Libia) y Reggane (Argelia).

Dentro de los 4.000 millones destinados a downstream están los 2.500 millones para inversión en negocios de bajas emisiones, dentro de los cuales 1.000 millones serán para actividades de mayorista de gas y de comercialización minorista de gas y electricidad, y otros 1.500 millones para generación de energía solar, eólica, ciclos combinados de gas y otras tecnologías bajas en emisiones.

Los proyectos de downstream están repartidos entre la expansión internacional de algunos de sus negocios y el mantenimiento y mejora de los activos clave que garantizan un desempeño excelente. Esta expansión internacional incluye el negocio de estaciones de servicio, en mercados como México, donde Repsol ha abierto en tres meses 30 instalaciones, y Perú, país en el que la compañía ya dispone de casi 500 puntos de venta. En otros negocios, como lubricantes y Gases Licuados del Petróleo (GLP), donde Repsol es el primer operador en España, se impulsará el crecimiento en Asia y Sudamérica, en el primer caso; y en el sur de Francia y Marruecos, en el segundo.

También prevé un impulso del negocio del refino, que va a verse beneficiado por la nueva normativa de la Organización Marítima Internacional (IMO), que obligará a sustituir el fuel de alto nivel de azufre por gasóleo bajo en azufre. Con todas estas iniciativas, Repsol estima que el flujo de caja operativo de downstream aumentará en 700 millones de euros en 2020 en comparación con 2017, lo que supone un alza del 27% durante el período. Además, Repsol va a aumentar un 8% anual su dividendo, hasta llegar al euro en 2020, y mantendrá el dividendo flexible, que da opción a percibirlo en acciones o en efectivo, porque gusta a los accionistas minoritarios, que son un 20% del capital de Repsol.

Respecto a la presencia de Repsol en Venezuela, Imaz ha señalado que la exposición de la compañía en ese país es de sólo 1.300 millones de dólares, y en relación a la suspensión del proyecto Red Emperor, en aguas en disputa entre China y Vietnam, el consejero ha expresado su tranquilidad porque la ley vietnamita protege a las empresas de los costes que pueda causar la cancelación de un proyecto.

Advertencia sobre subir los impuestos

Por otro lado, Imaz ha advertido del riesgo de aplicar una subida de impuestos indirectos a los carburantes, ya que al final «los pagan los consumidores», y ha afirmado que plantearse mantener las carreteras subiendo el impuesto a los hidrocarburos, tal y como proponía el informe del Comité de Expertos para la Transición Energética con un incremento del 28% en el gasóleo, sería una medida «regresiva«. En este sentido, Imaz indicó que «a las administraciones les toca tomar las decisiones y a las empresas cumplirlas», aunque pidió «racionalidad y progresividad» al aplicar medidas si se quiere construir una sociedad igualitaria.

Así, mostró su «máximo» respeto a las instituciones y aseguró que a la compañía le toca cumplir con las «reglas del juego» y buscar crear valor, generar empleo y mantener el compromiso con los accionistas. Asimismo, Imaz pidió a la nueva ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, que España apueste por reducir sus emisiones de CO2, «pero con la máxima eficiencia y los menores costes para la industria y para que el consumidor no tenga que pagar costes añadidos». Finalmente, el directivo subrayó que Repsol es una empresa «que produce mucho gas, más que petróleo», que es un vector para reducir las emisiones de CO2 en el mundo», que quiere ser «parte de la solución en esa transición energética».

Iberdrola aumenta su producción un 3,2% en España y un 6,6% en el mundo en el primer trimestre del año

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EFE.- El grupo Iberdrola alcanzó una producción global de 40.004 gigavatios hora (GWh) en el primer trimestre del año, un 6,6% más que en el mismo período de 2017, impulsado por la generación renovable, según comunicó la empresa a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). En España, la producción creció un 3,2%, hasta 16.091 GWh, gracias también a la mayor aportación de las renovables.

La producción con energías renovables aumentó un 14,8% a nivel global y los incrementos más destacados correspondieron a la eólica marina (86,9%), por la conexión del parque Wikinger (Alemania), a la eólica terrestre (19,1%) y a la hidroeléctrica (6%). En España, la normalización de las precipitaciones y de las condiciones de viento elevaron un 15,4% la generación renovable. Destacan los incrementos registrados en la generación eólica (24,4%) y en la hidroeléctrica (6%), así como en las centrales de ciclo combinado de gas (37,3%), pero cayó la producción con carbón (-26,1%).

La producción aumentó en todos los países en los que Iberdrola opera: Reino Unido (21%), Estados Unidos (8,2%), Brasil (8,8%), México (3,9%) y resto del mundo (42,2%). La capacidad instalada de Iberdrola ascendió, al cierre del primer trimestre, a 48.683 megavatios, un 2,8% más que en el año pasado. La potencia renovable creció un 5%, hasta 29.200 megavatios instalados. El 60% de la capacidad de Iberdrola en todo el mundo corresponde ya a fuentes renovables.

El sistema gasista acabará con su déficit acumulado en 2023, 8 años antes de lo previsto, según la consultora PwC

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Europa Press / EFE.- El sistema gasista español alcanzará este año el superávit y, con la evolución prevista de la demanda, absorberá todo el déficit de tarifa que tiene acumulado en 2023, 8 años antes de lo previsto, según indica el informe Retos y oportunidades del sector gasista en el contexto de la transición energética de la consultora PwC.

Según el estudio, tras la reforma regulatoria de 2014 el sistema gasista se encuentra ya en equilibrio, a pesar de los pequeños desajustes que existieron en 2015 y 2016 debido al efecto sobre la demanda doméstica por el hecho de que ambos años fueron cálidos. Así, en 2018 se generará ya superávit. Esto será debido, principalmente, al comportamiento positivo de la demanda, que creció un 6,5% en el primer trimestre del año, a lo que se une que el sistema está ahora pagando unos costes menores ya que hay 90 millones menos de coste al año después de que el Tribunal Constitucional anulara varios puntos del decreto para pagar la indemnización por el almacén Castor, que se cargaba al sistema.

Según PwC, la sostenibilidad económica del sistema gasista ha permitido al regulador congelar los peajes de acceso desde 2014, o lo que es lo mismo, reducir los peajes un 2% en términos reales si consideramos la inflación. De esta manera, en 2023, con la generación de un superávit anual del entorno de 300 millones de euros una vez se haya repagado la deuda histórica pendiente, se podrían reducir los peajes hasta un 10% o mejorar la retribución de las actividades reguladas como se ha producido en otros países de nuestro entorno, según considera el informe.

La firma considera también que en una próxima revisión de peajes se debería contemplar una rebaja de los costes para el cliente doméstico, ya que la proporción que soporta frente a la media europea es muy superior. Además, defiende un mayor porcentaje de peajes fijos frente a los variables, pues en España los fijos son inferiores a la media europea, donde tienen gran importancia en caso de una coyuntura de demanda adversa, ya que generan mayor estabilidad en los ingresos.

A este respecto, el documento destaca que la reforma del sector gasista y la consiguiente contención de costes aparejó consigo que las retribuciones de las actividades de redes sean de las más bajas de Europa. Así, señala que, tanto en transporte como en distribución, la retribución media por punto de suministro en España se sitúa sensiblemente por debajo de la media europea, siendo un 11% y 20% inferior, respectivamente. Aún así, el informe también destaca que el gas natural ha sido capaz de atraer recursos de fondos de inversión de primer nivel, como prueba que en los últimos 15 años se han invertido 15.400 millones, entre otras cuestiones por haber gozado de bastante estabilidad regulatoria.

Además, el documento identifica al gas natural como un vector «indispensable» para abordar de forma eficiente el necesario cambio de modelo energético en España, ya que contribuye a los objetivos medioambientales de reducción de gases de efecto invernadero, a la vez que puede ser una vía para reducir la factura energética. «Nos enfrentamos al reto de transformar nuestro modelo energético para cumplir los objetivos medioambientales sin comprometer el crecimiento económico y la garantía de suministro. En este contexto, el gas natural se presenta como la alternativa más madura para atajar el problema de la contaminación, ya que puede sustituir a otras fuentes más contaminantes sin desarrollar infraestructuras adicionales», indicó el socio líder del sector energético en PwC, Carlos Fernández Landa.

A este respecto, el documento señala que el último informe sobre transición energética de la Comisión de Expertos designada por el Gobierno espera para el gas natural el mayor crecimiento en consumo de energía final, duplicándose desde los 150 teravatios hora (TWh) en 2015 a más de 300 TWh en 2030 y pasando a ser el principal consumo de 2030, por delante de la electricidad y de los productos derivados del petróleo. Según el estudio de PwC, las compañías del sector invierten unos 600 millones de euros al año en infraestructuras, lo cual ha permitido disponer de capacidad suficiente para absorber incrementos de demanda futuros.

El crecimiento se dará en todos los segmentos de consumo, aunque prevé que en la transición energética el rol de los ciclos combinados va a ser estable, suponiendo en torno al 17% o el 18% de la producción eléctrica entre 2020 y 2030. No obstante, la firma discrepa con la relevancia que en el informe de la comisión de expertos se da al gas en el transporte, apenas 13 TWh concentrados en el sector marítimo.

PwC considera que el gas es una solución con capacidad inmediata para tener penetración en el sector del transporte, que representa el 27% de las emisiones de CO2, sobre todo por su coste, y cree que su rol será importante en el segmento de transporte profesional y de pasajeros. En España en la actualidad sólo hay 6.000 vehículos, con un consumo de 2 TWh, frente a un potencial de 200 TWh que contempla la consultora.

De esta manera, el estudio valora que en España el gas natural cuenta aún con recorrido en el segmento doméstico, debido a su gran competitividad frente a otros productos petrolíferos, especialmente en zonas frías, ya que su penetración se sitúa en el 30%, muy por debajo de países con climatología comparable como Italia (88%) o Francia (39%). En lo que respecta a la industria, el gas natural es también insustituible, ya que nutre el 30% de la demanda energética de los segmentos industriales más intensivos en consumo energético, que representan un 6% del PIB nacional.

PwC es optimista con respecto al futuro del gas, entre otras cuestiones porque la factura, de una media de 98 euros por megavatio hora (MWh) en España, está por debajo de la de Alemania, Italia o Francia. Una ventaja competitiva que el informe recuerda que es aún mayor en el caso del segmento industrial, con un precio de 33 euros/MWh, si bien para un 15% de la demanda industrial, constituida por las grandes industrias consumidoras, es superior. Además, apunta que esta ventaja competitiva “no ocurre con otros productos energéticos como la electricidad o los hidrocarburos”.

El Gobierno de Portugal suspende la subasta anual de pagos por capacidad que perciben las compañías eléctricas EDP y Endesa

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EFE.- El Gobierno portugués decidió suspender este año la retribución por garantía de potencia que abonaba a Energías de Portugal (EDP) y Endesa, un incentivo que pagaba para que las compañías eléctricas estén siempre disponibles para producir. En una orden ministerial, el Ejecutivo socialista anunció que ha aplazado la subasta anual para atribuir estos incentivos prevista para 2018, ante las dudas de Bruselas de que sea compatible con las directrices europeas.

De esta forma, el Gobierno está a la espera de que la Comisión Europea se pronuncie sobre la compatibilidad de este mecanismo «con las disposiciones comunitarias relativas a los auxilios del Estado en el sector de la energía». En el caso de recibir luz verde de la Comisión Europea a lo largo de 2018, se podrían pagar incentivos por los meses que resten del año, según la orden ministerial. El régimen de garantías de potencia busca asegurar el abastecimiento de los consumidores de energía cuando no es posible hacerlo en las condiciones normales de mercado.

Según un informe divulgado en 2016 por la Entidad Reguladora de los Servicios Energéticos (ERSE), los incentivos pagados a EDP y a Endesa con este régimen supondrían un coste de 665 millones de euros al Estado portugués. Ambas compañías han defendido en varias ocasiones la necesidad de estas ayudas para garantizar la producción de energía en Portugal. El Gobierno luso introdujo en 2017 un nuevo modelo de pagos por capacidad, basado en un esquema competitivo, en el que los generadores licitan en una subasta distintos productos de capacidad firme anualmente.

Endesa ya lo tenía previsto

Endesa considera que el aplazamiento de la subasta de 2018 para asignar incentivos de retribución por garantía de potencia en Portugal tiene muy poco impacto en su caso, según han indicado fuentes de la compañía, que recordaron que la decisión ahora formalizada ya había sido anunciada por el Ejecutivo luso a través de una disposición en los Presupuestos. Al ser conocida la decisión, Endesa no había presupuestado ningún importe de pago por capacidad para 2018.

En 2017 Endesa resultó adjudicataria de un producto de 418 megavatios (MW), cuya disponibilidad debía garantizar entre abril y el 31 de diciembre, cubierto con el ciclo combinado de Pego en Portugal, con una retribución total aproximada de 1,5 millones de euros, ya cobrada en enero de 2018. Después de esa subasta, la Comisión Europea pidió aclaraciones sobre el mecanismo y el Gobierno portugués decidió posponer la correspondiente a 2018 hasta que Bruselas se pronuncie, con lo cual el impacto negativo, de un máximo de 1,5 millones, ya se produjo con la decisión del aplazamiento.

La demanda de electricidad crece un 1,1% en 2017

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Europa Press.- La demanda de energía eléctrica en la Península Ibérica alcanzó los 252.755 gigavatios hora (GWh) en el año 2017, lo que representa un incremento del 1,1% con respecto al año 2016, según indicó Red Eléctrica de España (REE). El gestor de la red señaló que, si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica fue un 1,6% superior con respecto a 2016.

En diciembre, la demanda de energía eléctrica ha sido de unos 22.219 GWh, un 4,1% superior a la registrada en diciembre del 2016. Teniendo en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, aumentó un 5,3% con respecto a diciembre de 2016. La producción eólica alcanzó los 5.243 GWh, un 102,4% superior a la de diciembre del 2016, representando la primera fuente de generación con el 24,3%. Le siguió la nuclear (21,8%), el carbón (19%), los ciclos combinados (14,1%) y la cogeneración (11%). La generación procedente de renovables representa el 33,2% de la producción total y el 54,7% procedió de tecnologías que no emiten CO2.

La nuclear fue la tecnología que más aportó en el 2017, con un 22,6% de la generación total, seguida de la eólica (19,2%), el carbón (17,4%), los ciclos combinados (13,8%) y la cogeneración (11,5%). La hidráulica tan solo aportó el 7,3% de la generación en 2017, la mitad que en 2016, mientras que la solar fotovoltaica cubrió el 3,2% y la solar térmica el 2,2%.