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Bogas (Endesa) pide a Ribera que el Plan de Energía y Clima no esté «escrito sobre piedra» y pueda adaptarse

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Europa Press.- El consejero delegado de Endesa, José Bogas, ha pedido que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, que marca la hoja de ruta de la transición energética, no esté «escrito sobre piedra» y sea adaptable a las circunstancias que se presenten en el futuro.

Bogas indicó que se va «a dar un salto» con la transición energética que ya «no se puede parar» pero subrayó que el Plan debe «tener capacidad de adaptación a las circunstancias con las que nos vamos a encontrar en el futuro». A este respecto, consideró que en España se parte de una situación «envidiable» para afrontar la transición energética ya que existe una sobrecapacidad en el sistema eléctrico que hace que no sea necesario instalar nueva potencia térmica de aquí a 2030, por lo que el principal problema será «como gestionar la incorporación de las renovables y las paradas de las térmicas» que hay.

Sin embargo, afirmó que a partir de 2030 se puede registrar una situación de falta de capacidad, con un déficit de entre 9 y 13 gigavatios (GW), que habrá que cubrir. Así, indicó que la vida de las centrales de carbón no se podrá alargar más ya que «va contra los tiempos actuales». De esta manera, Bogas aseguró que a la capacidad de respaldo existente, principalmente los ciclos combinados de gas natural, hay que darles «un papel fundamental», para lo que serán necesarios los pagos por capacidad. «De esto tiene que ser consciente cualquier regulador; hay muchas formas de hacerlo, lo importante es hacerlo», añadió.

Asimismo, advirtió de que si se produce un recorte retributivo a las eléctricas por sus actividades de redes y transporte, del 6,5% actual al 5,6% propuesto por el Ejecutivo para el periodo 2020-2025, quien tendrá «un problemón será el Gobierno de turno» ya que las compañías «no vamos a hacer nuevas inversiones«. Bogas subrayó que en la transición energética, que es «felizmente irreversible» y que en ella jugarán un papel clave las renovables y la digitalización, el sector eléctrico debe «hacer un esfuerzo», pero también «el resto de sectores», como la industria o el transporte.

Por su parte, la consejera delegada de Iberdrola España, Ángeles Santamaría, consideró que en España existe «un déficit regulatorio» de reconocimiento de la capacidad firme, que será vital para garantizar la transición energética, por lo que pidió que se reconozca el papel que jugarán los ciclos combinados de gas natural. «La capacidad firme en un escenario de 70% de renovables será fundamental y el papel de los ciclos tiene que ser reconocido», afirmó la directiva, subrayando que con pocas horas de funcionamiento al año «es difícil que puedan ser sostenibles».

Santamaría destacó que España está «en una situación inmejorable» para alcanzar los objetivos de la transición energética ya que se cuenta con recursos eólicos y solares y con las empresas para ello. No obstante, indicó que resta «mucho desarrollo por delante». Asimismo, indicó que el objetivo de instalar 5 gigavatios (GW) anuales al año de energía renovable supone «un esfuerzo inversor desconocido» en España, para el cual pidió «la confianza para los inversores para que se haga realidad». «Tenemos una mala historia de seguridad jurídica y hay que revertirla para que sea una realidad«, sentenció.

Mientras, el director general de Gas y Electricidad de Naturgy, Manuel Fernández, defendió que el gas natural jugará «un papel fundamental» en la transición energética hasta 2050. El directivo valoró que en 2030 la penetración de renovables en el mundo será del 14%, por lo que «quedan otros 86 puntos para las demás energías, y la única en todos los escenarios que crece es el gas». Además, Fernández aseguró que cualquier avance debe realizarse «desde la prudencia regulatoria» y afirmó que la transición energética debe también cuidar «el impacto social» y no debe ser «discriminatoria».

La eólica cubrió más del 25% de la demanda eléctrica durante enero y lideró el mix de generación

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Europa Press.- La eólica produjo durante el pasado enero el 25,3% del total mensual de generación peninsular, con un total de 5.961 gigavatios hora (GWh), según datos de Red Eléctrica de España (REE). De esta manera, el viento incrementó su producción un 12,7% con respecto a enero de 2018, siendo así la fuente que más generación aportó en el primer mes de este año, por delante de la nuclear (21,4%), de los ciclos combinados (13,8%) y del carbón (13,2%).

Además, el pasado 23 de enero, la generación eólica marcó un nuevo récord al producir 367.697 megavatios hora (MWh), superando así los 365.384 MWh que se registraron el 12 de febrero del 2016 y que suponían el anterior mejor registro. Asimismo, ese registro supuso que la eólica cubriera el 43,2% del total del sistema eléctrico español y se convirtiera así en la tecnología líder de generación, seguida de la nuclear (17,7%) y el carbón (12,8%).

En enero, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 39% de la producción. Asimismo, el 61% de la producción eléctrica procedió de tecnologías que no emiten CO2. La demanda peninsular de energía eléctrica en enero fue de 23.359 gigavatios hora (GWh), un 3,4% superior a la registrada en enero del año anterior. Teniendo en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica aumentó un 0,9% con respecto a enero del 2018.

El sector eléctrico pide que el Plan de Energía y Clima defina mecanismos para alcanzar la descarbonización

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Europa Press.- El sector eléctrico reclama que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima contemple los mecanismos adecuados para cumplir con esa hoja de ruta hacia la descarbonización. En este sentido, el consejero delegado de Endesa, José Bogas, advirtió que se debería considerar que durante la transición muchas tecnologías tradicionales, como el carbón o los ciclos combinados de gas natural, necesarias para garantizar la seguridad de suministro, no entrarán en el mercado, por lo que consideró que habrá que compensarlas con mecanismos por capacidad.

«Los ciclos combinados van a caer como moscas ya que funcionan poco», indicó Bogas, quien valoró las oportunidades que abre la transición energética para el sector, aunque subrayó que la seguridad de suministro «será muy importante». El ejecutivo señaló que los objetivos a 2030 de renovables son «perfectamente alcanzables» y suponen «una oportunidad», con la instalación anual de entre 4.000-5.000 megavatios (MW) verdes anuales, aunque indicó que las renovables deben llegar con un «óptimo económico» para evitar repercutir los costes en el ciudadano. A este respecto afirmó que la transición energética debe producirse de manera natural, con el mercado definiendo el escenario, y subrayó que tecnologías como la eólica y la solar ya son «competitivas».

Por su parte, el director del Negocio Liberado de Iberdrola, Aitor Moso, señaló que habrá que estar atentos a la publicación del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima y subrayó la importancia de que sean definidos esos mecanismos adecuados para transitar en ese camino a la descarbonización. Moso, que además consideró necesario estudiar una revisión del actual mercado eléctrico, insistió en que la transición energética abre una «oportunidad» de nuevas inversiones y debería acabar suponiendo un menor precio de la electricidad para los clientes. «Para España, la transición es una oportunidad económica, ya que cambiar a renovables será más económico para nuestros clientes«, auguró.

Mientras, el consejero delegado de EDP España, Rui Teixeira, destacó que la transición energética debe tener como foco el consumidor y los costes y advirtió del riesgo y el reto que puede suponer la penetración «muy relevante» de generación distribuida y su impacto en la retribución. Por su parte, el director de Operaciones de Red Eléctrica de España (REE), Miguel Duvison, puso el foco en la necesidad de seguir trabajando en las interconexiones ya que son «clave» para la transición.

Abascal asegura que la CNMC ultima el expediente que abrió a Naturgy y Endesa por posible alteración del mercado eléctrico

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Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) está «culminando» la instrucción del expediente sancionador que abrió a Naturgy y Endesa por indicios de alteración de precios en las ofertas del pool entre octubre de 2016 y enero de 2017, un periodo en el que los precios de la electricidad escalaron hasta tocar máximos históricos en enero, según indicó el secretario de Estado de Energía, José Domínguez Abascal.

En comparecencia en la Comisión del Senado, Domínguez señaló que, cuando la CNMC incoa el expediente a las dos compañías energéticas, «indica claramente que ha observado indicios de alteración de precios en las ofertas del mercado de generación» en ese periodo. El secretario de Estado de Energía afirmó que si se mira la lista de ciclos combinados que no estuvieron disponibles en el periodo investigado por la CNMC, «es muy llamativo el número de centrales que no están disponibles por pequeños problemas técnicos sobrevenidos aparentemente».

En 2017, la CNMC abrió este expediente sancionador a Gas Natural Fenosa Generación y a Endesa Generación tras observar esos indicios de alteración de precios en ese periodo. A la vista de los precios registrados en el pool, se requirió información a Endesa y Gas Natural sobre sus contratos de aprovisionamiento de gas natural, de suministro a centrales de ciclo combinado y a otros clientes, así como operaciones de compra y venta dentro del sistema gasista en el mercado OTC, previsiones de consumo y desviaciones entre previsiones y consumo real.

Sobre apunta la información reservada realizada, la Dirección de Energía de la CNMC observó indicios de posible alteración del llamado despacho de generación del pool para obtener ingresos superiores en mercados de restricciones (ajustes que se realizan por motivos de seguridad en el suministro). Es decir, según la CNMC, habrían realizado una oferta «anormalmente elevada» para que dichas centrales participaran en el mercado de restricciones y obtener así mayores ingresos.

De esta manera, habrían llegado a impedir su programación durante varios días, a pesar de que el contexto generalizado de precios elevados debería haber conducido justo a la situación contraria. Dicha conducta podría haberse producido por Gas Natural Fenosa Generación en 5 centrales (Sagunto, San Roque, Málaga; puerto de Barcelona y Besós) y por parte de Endesa en la central de ciclo combinado de Besós.

La patronal Protermosolar cree que las centrales termosolares son «la pieza que les falta a las energías renovables» como respaldo

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Europa Press.- El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, impartió la conferencia inicial en la XII Cumbre Internacional de Concentración Solar Termoeléctrica en España, donde indicó que las centrales termosolares «son la pieza que les falta a las energías renovables, la eólica y la fotovoltaica, para complementar su producción y eliminar la dependencia respecto a los ciclos combinados».

En el informe Transición Energética del Sector Eléctrico, Protermosolar demuestra que no harían falta las centrales nucleares ni la totalidad de ciclos combinados para disponer de una generación mayoritariamente renovable cumpliendo todos los requisitos y a un precio final inferior a 0,05 euros por kilovatio. «No se entendería que países como España no aprovechasen las excelentes condiciones para el despliegue de centrales termosolares», ha indicado Crespo, que añade que estas permitirían avanzar hacia una generación eléctrica mayoritariamente renovable, retirando las centrales de carbón y las nucleares sin sufrir un encarecimiento.

Además, el presidente de Protermosolar asegura que es posible limitar a 2030 el respaldo del gas a niveles inferiores al 5% con el despliegue de una nueva potencia termosolar, junto con las tecnologías, eólica, fotovoltaica y biomasa, y junto con una contribución de la hidráulica. En la Cumbre participaron más de 27 países y se expusieron los casos de Emiratos Árabes, Marruecos, China, Sudáfrica y Chile, en los que las centrales termosolares están planificándose para el sistema con una combinación del resto de energías renovables.

La demanda eléctrica crece un 1,1% en octubre con la energía nuclear y la eólica como principales fuentes de generación

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Europa Press.- La demanda peninsular de energía eléctrica en octubre alcanzó los 20.391 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 1,1% con respecto a la registrada en el mismo mes del año anterior, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda eléctrica aumentó un 0,3% con respecto a octubre de 2017.

La producción de origen eólico alcanzó los 4.322 GWh en el mes, un 35,6% superior a la del mismo periodo del año pasado, y supuso el 20,6% de la producción total. Por su parte, la nuclear fue la fuente que más aportó al sistema en el mes, con el 24,5% de la generación. El carbón representó el 16,2% de la generación, los ciclos combinados el 12,2%, la cogeneración el 11,9%, la hidráulica el 7,1%, la solar fotovoltaica el 2,6% y la solar térmica el 1,4%.

En los 10 primeros meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se situó en los 221.487 GWh, un 1% más que en el 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda se mantiene un 1% superior. En lo que va de 2018, la nuclear es la principal fuente de generación, con el 22% del total, seguida de la eólica (19,5%), hidráulica (14,4%), carbón (13,8%), cogeneración (11,6%), ciclos combinados (10%) y solar fotovoltaica (3,2%).

El consumo de combustibles de automoción cae un 1% en septiembre por el retroceso del diesel

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Europa Press.- El consumo de combustibles de automoción alcanzó los 2,309 millones de toneladas en septiembre, lo que supone un descenso del 1% con respecto al mismo mes del año pasado, según indicó la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores). Este descenso fue fruto, principalmente, de las caídas registradas en los gasóleos, cuyo consumo descendió un 2%, hasta los 1,88 millones de toneladas, mientras que las gasolinas crecieron un 3,3%, hasta las 429.000 toneladas.

En los nueve primeros meses de 2018, el consumo de las gasolinas acumula un incremento del 4,1% y el de los gasóleos de automoción del 1,8%. En septiembre, asciende el consumo de todos los grupos de productos, a excepción de los gasóleos, que caen un 2,5%. Así, repuntan GLP (+39,1%), gasolinas (+3,3%), querosenos (+2,2%) y fuelóleos (+2,1%). En el acumulado anual presentan crecimientos interanuales todos los grupos de productos: GLP (+5,6%), gasolinas (+4,1%), querosenos (+4,5%), gasóleos (+2,3%) y fuelóleos (+3,5%).

En lo que respecta al consumo de gas natural, descendió en septiembre por cuarto mes consecutivo, con una caída del 6,4% frente al mismo mes de hace un año. En el consumo gasista sigue presentando fuertes descensos el destinado a generación eléctrica, que cae un 29,9%, mientras que el convencional y el GNL de consumo directo aumentan 1,8% y 16,8%, respectivamente. En el acumulado del año, el consumo de gas natural aumenta ligeramente (+0,7%) frente al mismo período de 2017.

Las medidas para combatir la subida de la luz tendrán un impacto en el sistema eléctrico de 910 millones

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Europa Press.- Las medidas del decreto-ley aprobado por el Gobierno para combatir la subida del precio de la electricidad tendrán un impacto total de 910 millones de euros sobre el sistema eléctrico. Entre estas medidas figuran la suspensión durante 6 meses del impuesto del 7% a la generación eléctrica, aprobado en 2012 por el PP,así como la introducción de una exención en el Impuesto Especial de Hidrocarburos para desactivar el denominado céntimo verde o la supresión del conocido como impuesto al sol.

Según consta en la memoria del análisis del impacto del proyecto de real decreto-ley, este impacto de las medidas será de 300 millones de euros en este ejercicio y de 610 millones de euros en 2019. De esta cifra, el mayor importe corresponderá a la suspensión del impuesto a la producción del 7% durante 6 meses, que ascenderá a un total de 534 millones de euros, de los cuales 265 millones corresponden a este año y 269 millones al próximo ejercicio. Por su parte, la eliminación del impuesto especial de hidrocarburos tendrá una afección sobre los costes del sistema eléctrico de unos 125 millones de euros, con un total de 25 millones en 2018 y de 100 millones en 2019.

Además, medidas como la reducción de la potencia contratada por los consumidores encaminadas a rebajar la factura de la luz se estima que tendrán un impacto de unos 144,6 millones de euros (unos 4,6 millones de euros en 2018 y 140 millones de euros en 2019). También impactarán en los ingresos del sistema eléctrico el cambio a discriminación horaria, con unos 98 millones de euros (6 millones de euros este año y 92 millones de euros en 2019) y el autoconsumo, con una estimación de unos 9,75 millones de euros, todos en el próximo ejercicio.

Para contrarrestar este impacto, el Gobierno cuenta con la compensación por mayores ingresos de las subastas de emisiones de CO2, adicionales a los 450 millones de euros que se destinan ya al sistema eléctrico. En concreto, estima que estos ingresos ascenderán a 850 millones de euros en 2018 y a 538 millones de euros en 2019, lo que permitirá hacer frente a ese impacto de 300 millones de euros este año y de 610 millones de euros el próximo ejercicio.

Por otra parte, el Gobierno considera que la suspensión temporal del impuesto del 7% sobre la generación eléctrica tendrá un impacto económico en la factura de electricidad por el coste de energía de unos 200 millones de euros, añadiendo además la menor factura por IVA del consumidor. En lo que se refiere a la eliminación del impuesto especial de hidrocarburos a la generación eléctrica, que supone minorar el efecto multiplicador del precio del mercado de producción en las horas que los ciclos combinados marquen el precio marginal en el mercado o sirvan de referencia a tecnologías que lo sustituyan, tendrá un impacto durante 2019 de unos 53 millones de euros.

Así, según una estimación con datos de 2017 de la introducción de estas medidas, siendo de aplicación la suspensión del impuesto del 7% durante 3 meses del año y la eliminación el impuesto especial de hidrocarburos durante todo el año, la reducción de la factura de un consumidor medio por peaje de acceso habría sido del 2,16% para un consumidor doméstico (2.0 A) y del 2,97% para una pyme (3.0). Para un consumidor industrial (6.1) esta reducción en la factura llegaría hasta el 3,73%, mientras que para un gran consumidor industrial (6.4) alcanzaría el 5%.

El consumo de combustibles de automoción vuelve a repuntar un 3,2% en julio y se sitúa en máximos desde 2010

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Europa Press.- El consumo de combustibles de automoción ascendió a 2,58 millones de toneladas en julio, lo que supone un incremento del 3,2% con respecto al mismo mes del año pasado y el mejor dato desde julio de 2010, según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores).

De esta manera, se recupera la tendencia alcista que se había visto cortada en junio, cuando registró una caída del 1,7% que suponía el primer descenso desde abril de 2017.

Este incremento en el mes fue fruto, principalmente, del repunte registrado en las gasolinas, cuyo consumo se disparó un 5,7% hasta las 481.000 toneladas, y en los gasóleos, que crecieron un 2,7%, hasta los 2,1 millones de toneladas.

En el acumulado anual, los consumos de ambos combustibles registran también incrementos, con un crecimiento del 3,4% en el caso de las gasolinas y del 2,2% para los gasóleos.

En el mes, asciende el consumo de todos los grupos de productos, a excepción de los fuelóleos, que caen un 0,4%. Así, crecieron el GLP un 24,5%, gasolinas un 5,6%, querosenos un 2,7% y gasóleos un 2,4%. A pesar de que moderan su crecimiento, los querosenos presentan su máximo histórico de consumo, con 677.000 toneladas.

En el acumulado anual, presentan crecimientos todos los grupos de productos. De esta manera, aumentan el GLP un 2,2%, gasolinas un 3,4%, querosenos un 5%, gasóleos un 2,8% y fuelóleos un 4,9%.

En lo que se refiere al gas natural, en julio registró su segundo mes consecutivo de caídas en su consumo, con un descenso del 10% frente al mismo mes de 2017.

Al igual que en junio, el destinado para generación eléctrica presentó un fuerte descenso del 36,4%, mientras que el convencional y el GNL de consumo directo aumentaron un 0,8% y un 16%, respectivamente.

En el acumulado anual, el consumo de gas natural crece un 2,5%; ascienden el consumo convencional un 5,6% y el GNL de consumo directo un 7,4%, mientras que disminuye el destinado a generación eléctrica un 12%.

Moody’s ve bien a España y Portugal para cumplir sus objetivos de descarbonización y prevé que los precios energéticos bajen

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EFE / Europa Press.- La firma de calificación de riesgos Moody’s considera que España y Portugal están en buena posición para cumplir con sus objetivos de descarbonización para 2020 y prevé que los precios de la energía bajen ligeramente en el periodo hacia 2022. Así lo expresa en su informe Las políticas de descarbonización en España y Portugal impulsarán la evolución del mercado de energía hasta 2030, según el cual ambos países reducirán sus emisiones aún más en 2030.

El vicepresidente de Moody’s, Niel Bisset, indicó que la penetración de las renovables en España y Portugal continúa “ligeramente” por debajo del objetivo de descarbonización para 2020, pero confía en el incremento en la capacidad de fuentes renovables, junto con otros avances en los sectores de calefacción y refrigeración y en el transporte. Además, Moody’s destaca que España y Portugal están desarrollando estrategias de transición energética para reducir aún más las emisiones de carbono hacia 2030 en línea con los objetivos de la Unión Europea.

Bisset ha señalado que esperan “que el mercado energético en la Península Ibérica continúe evolucionando gradualmente hacia 2030, caracterizándose por el cierre de las plantas de carbón, el aumento de la penetración de las renovables y la implementación de medidas para asegurar que la generación con gas permanezca como respaldo, posiblemente mediante mercados de capacidad”. Las emisiones contaminantes aumentaron un 4,4% en 2017 en España, la mayor subida en 15 años, debido a la sequía, que hizo descender la producción hidráulica y obligó a usar más la generación con carbón.

Moody’s también ha señalado que espera que bajen ligeramente los precios de la energía en el periodo hacia 2022, según sus previsiones de precios de materias primas y productos básicos, el amplio margen de reserva existente y el modesto incremento de la demanda de energía eléctrica. El crecimiento de la generación de renovables presionará a la baja los precios de la energía eléctrica, una situación que se verá compensada con los cierres de la capacidad de generación eléctrica con carbón.