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La industria representa el 65% de la demanda de gas en España hasta septiembre, según datos de la patronal Sedigas

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Europa Press.- Mientras la demanda nacional de gas natural cerró noviembre con un crecimiento de aproximadamente un 11%, alcanzando los 36.698 gigavatios hora (GWh), el mercado industrial representa el 65% del total de la demanda de gas natural en España, según datos de la patronal Sedigas en los nueve primeros meses del año, en los que las ventas estimadas en el mercado industrial aumentaron un 6,6% teniendo en cuenta la materia prima (7,6% sin tenerla en cuenta).

La demanda de gas natural en el mercado nacional alcanzó los 247,507 teravatios hora (TWh) a cierre del tercer trimestre, lo que supone un incremento de la demanda del 9,3% con respecto al mismo periodo de 2016. Durante los primeros nueve meses del año y siguiendo la tendencia positiva marcada durante 2017, la demanda convencional (doméstico-comercial e industria, incluida la demanda para usos no energéticos) se incrementó en un 4,5% con respecto al 2016. Dentro del mercado convencional, la demanda del mercado doméstico comercial descendió un 3,7% con respecto al 2016, por ser 2017 un año más cálido. El descenso es similar al acumulado en el segundo semestre, indicó Sedigas.

Por su parte, el mercado de plantas para la generación eléctrica (ciclos combinados) experimentó hasta el tercer trimestre un incremento de la demanda de gas natural del 33,2% con respecto al mismo periodo del 2016. La patronal valoró que estos datos ponen de manifiesto «el papel fundamental que el gas natural desempeña para garantizar el suministro eléctrico, especialmente en olas de calor y de frío».

Crece un 11% en noviembre

Este incremento se debe a los altos valores que está registrando la demanda convencional y a las mayores entregas de gas natural para generación de electricidad, según Enagás.En concreto, la demanda convencional se sitúa en máximos históricos para noviembre, debido, fundamentalmente, a la mayor demanda de gas natural por parte de la industria, que finalizó noviembre en los 18.360 GWh, el valor más alto desde que se tienen registros.

Por su parte, la demanda de gas natural para el sector eléctrico cerró noviembre en los máximos valores desde 2011, debido a una muy baja generación hidráulica y a la parada de dos centrales nucleares en España.De hecho, el 16 de noviembre las entregas de gas natural para generación de electricidad batieron un nuevo récord, al alcanzar los 553 GWh, la cifra más alta de los últimos seis años.

Asimismo, los ciclos combinados se posicionaron en noviembre como la segunda tecnología con más peso en el mix eléctrico con aproximadamente un 21%, lo que pone de manifiesto el papel clave del gas natural para garantizar el suministro de electricidad, destacó el gestor del sistema gasista.Hasta noviembre la demanda de gas natural en España aumentó más de un 9% con respecto al mismo periodo de 2016, debido a crecimientos en la demanda convencional y en las entregas de gas natural para generación de electricidad.

La demanda de gas natural en España registra un crecimiento récord del 8% en octubre, según Enagás

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Europa Press.- La demanda de gas natural en España registró un incremento del 8% en octubre, en comparación con el mismo mes del año anterior, hasta alcanzar los 29.300 gigavatios por hora, según los datos de Enagás. Se trata del mayor aumento registrado en octubre de la serie histórica. La demanda de gas industrial se ha visto impulsada por el mayor consumo de gas en la industria, que creció en torno al 7%, aumentando en la mayoría de sectores industriales.

La demanda convencional, destinada a los consumos de hogares, comercios e industrias, creció un 4% en octubre, hasta un total aproximado de 20.600 gigavatios por hora. Por su parte, la demanda de gas natural para generación de electricidad se disparó un 19% en octubre, hasta alcanzar 8.600 gigavatios por hora, como consecuencia de una muy baja producción hidráulica y una menor aportación eólica. Entre enero y octubre, la demanda de gas natural en España aumentó más de un 9% con respecto al mismo periodo de 2016, debido principalmente al crecimiento de la demanda industrial (7,3%), que representa el 60% del total de la demanda nacional.

La sequía dispara las emisiones de CO2 procedentes de la generación de electricidad en 2017 un 28,13% respecto a 2016

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Europa Press.- Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) procedentes de la generación eléctrica entre enero y septiembre de 2017 aumentaron un 28,13% respecto al mismo periodo de 2016, ya que la sequía ha provocado que la energía hidráulica cayera casi a la mitad hasta el 30 de septiembre, según datos de Red Eléctrica de España (REE).

Concretamente, la energía hidráulica disminuyó un 49,5% hasta septiembre y cayó un 29,1% durante el noveno mes de 2017 por la falta de agua, por lo que la demanda eléctrica en España se ha compensado con energía generada a partir del carbón y de los ciclos combinados de gas, que son energías más caras y también más emisoras de CO2.

Así, en lo que va de año se han emitido en el conjunto de España 52.990.411 toneladas de CO2 debidas a la 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 año pasado (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, por el contrario, la energía generada con carbón ha crecido un 39,5% en este año y, en la misma línea ascendente se sitúa el ciclo combinado, que ha aumentado un 42,6%, 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. Asimismo, se genera un 25% más de energía con carbón que hace un año y un 44% más de ciclo combinado.

Importante descenso de las renovables

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 energías 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 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 al mes de 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, volvieron a producir un descenso de la energía renovable del 0,5% respecto al 2016.

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. Según admite Red Eléctrica, en términos hidroeléctricos, el mes de septiembre fue seco respecto a la media histórica de este mes. En cuanto a la producción eólica peninsular en septiembre, llegó a 2.793 gigavatios hora, lo que supone un 4,7% más frente al mismo mes de hace un año.

Finalmente, el precio final de la demanda en la Península 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 la eólica, ya que la demanda se está abasteciendo con carbón y gas que España adquiere en el exterior, lo que provoca un aumento del precio.

Las energías convencionales aportaron un 62% de la demanda eléctrica en el primer semestre, un 22% más que en 2016

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EFE.- Las energías convencionales aportaron el 62% de la electricidad demandada en España durante el primer semestre de 2017, lo que supone un incremento del 22,2% de la producción de estas energías, frente a la caída del 46,8% de las energías renovables. Así lo reflejan los datos de Red Eléctrica (REE).

Según estas cifras, desde el 1 de enero hasta el 30 de junio de 2017, la demanda eléctrica en la España peninsular alcanzó la cifra de 122.530 GWh, lo que supone, con respecto al mismo periodo de 2016, un incremento del 1,2%. La producción bruta de las energías convencionales se situó en 75.946 GWh, un 22,2% más que en el mismo periodo del pasado año. El conjunto de las energías convencionales registraron este incremento, principalmente, por el aumento de producción de las centrales de carbón y de los ciclos combinados.

La que más aportó fue la energía nuclear, con 28.460 GWh, un 23,2% de total, y que registró un incremento del 3,3% respecto al año anterior. Las plantas de carbón generaron 19.985 GWh, lo que supuso prácticamente el doble que en los primeros seis meses de 2016 (10.039 GWh). La energía procedente de ciclos combinados se incrementó un 33,3%, obteniendo una producción de 12.125 GWh.

Por lo que respecta a la producción bruta de las energías renovables, esta supuso 43.584 GWh, lo que indica una caída del 46,8% en relación al primer semestre de 2016, en el que se produjeron 63.989 GWh. La energía eólica volvió a liderar el conjunto de estas energías, con 25.185 GWh, pero sufrió una caída del 12,1% de la producción respecto al mismo periodo del año anterior. Sin embargo, la caída más grande la acusó la energía hidráulica, con un descenso en la producción eléctrica del 51,7%, pues pasó de los 27.221 GWh del primer semestre de 2016 a los 13.159 GWh de este año.

Atendiendo a la potencia instalada durante el primer semestre de 2017, el ciclo combinado supuso el 24,9%, seguido de la eólica (22,9%), hidráulica (17%), carbón (9,5%), nuclear (7,6%), solar fotovoltaica (4,4%) y solar térmica (2,3%). Por tanto, la energía nuclear con el 7,6% de la potencia instalada ha aportado el 23,2% de la electricidad, mientras que la energía eólica con el 22,9% de la potencia instalada ha generado el 20,6%.

En este primer semestre de 2017 la energía hidráulica ha aportado con su 10,7% de potencia instalada casi el 17% del total, la cogeneración y el resto de energías no renovables con el 6,7% han aportado el 11,3%, y el carbón, con una capacidad del 9,5% del total del sistema, ha ofrecido el 16,3%. Ambas energías solares en conjunto tienen de potencia instalada el 6,7% lo cual se traduce en el 5% de la energía total obtenida. Finalmente, el resto de energías renovables (biogás, biomasa, hidráulica marina y geotérmica) suponen el 0,7% de la potencia instalada, aportando así el 1,4%.

El presidente de Protermosolar asegura que las termosolares sustituirán a los ciclos combinados de gas como respaldo

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Europa Press.- El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, ha asegurado que las centrales termosolares «sustituirán a los ciclos combinados como tecnología de respaldo para garantizar el suministro eléctrico a cualquier hora del día». Crespo consideró también que la combinación de renovables fluyentes, como la eólica y la fotovoltaica, con renovables gestionables, como la termosolar, permitirá «alcanzar un mix de generación eléctrica 100% renovable a un coste de generación muy competitivo».

A este respecto, puso como ejemplo la última adjudicación de 700 megavatios (MW) termosolares en Dubai, licitación que ha marcado un nuevo récord de disminución de los precios de producción para esta tecnología, alcanzando los 0,06 euros por kilovatio hora (kWh), «lo que posiciona, indiscutiblemente, a la termosolar como la tecnología renovable más barata, tras la hidráulica existente, para satisfacer la demanda eléctrica a cualquier hora del día o de la noche, contribuyendo además a la estabilidad de las redes«.

A este respecto, Crespo subrayó que las centrales termosolares van a experimentar «un enorme impulso comercial» por la reducción de costes de producción que se están experimentado actualmente y que continuarán en la misma línea a medida que crezca el volumen de mercado. Gracias a esta reducción de costes, consideró que «ya no hay excusas de precio» para posponer un mix de generación 100% renovable, con una adecuada combinación de todas las tecnologías en el que el porcentaje de centrales con almacenamiento sea muy relevante».

La caída de la producción hidráulica en un 50% por la sequía dispara las emisiones de CO2 en un 36%

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Europa Press.- La caída de más del 50% en la producción hidroeléctrica debido a la sequía en los primeros ocho meses de 2017 en España respecto al mismo periodo de 2016, está siendo compensada por la producción de energía a partir de combustibles fósiles, lo que ha disparado las emisiones de dióxido de carbono (CO2) en un 36,4% en lo que va de año respecto al mismo periodo de 2016, según datos de Red Eléctrica de España.

En los primeros ocho meses de este año, las emisiones alcanzan las 47.317.002 toneladas de CO2 asociadas a la generación, frente a las 34.672.158 toneladas de CO2 del mismo período de 2016. Al mismo tiempo, la energía producida a partir de carbón durante este periodo ha aumentado un 57,9% respecto a 2016 y la de ciclo combinado (principalmente gas), un 43,1%. La producción de energía hidráulica ha sido de 15.635 gigawatios por hora, un 50,8% menos que durante el mismo periodo del año anterior, según el boletín mensual de REE, en el que la empresa explica que las reservas hídricas se han situado a finales de este mes en el 32,1%, 20 puntos porcentuales por debajo del nivel de 2016.

Por su parte, el portavoz de la Asociación de Grandes Presas y Embalses, José Polimont, ha señalado que la sequía «es, sin ninguna duda», la que provoca esta situación y que su «consecuencia directa es el aumento de los precios de la energía» porque la hidroeléctrica «es la más barata«. «Quien se va a ver más afectado es el bolsillo de los consumidores», ha pronosticado. Junto a este descenso, se encuentra también la caída de la producción mediante energía eólica, que en lo que va de año, acumula 31.765 gigawatios por hora, un 11% menos que durante el año anterior.

Con estas cifras, en los primeros 8 meses del año se han perdido miles de gigawatios de producción libres de emisiones de dióxido de carbono con respecto al 2016, en un mix energético en el que la energía nuclear es la tecnología que más genera, con un acumulado de 37.929 gigawatios por hora, la misma cifra que el año anterior.

La caída en el peso de las hidroeléctricas y las eólicas fue compensada, en parte, con carbón y ciclo combinado. Así, entre enero y agosto de 2017 se han producido 27.020 gigawatios por hora con carbón, lo que supone un 57,9% más que el año anterior, mientras que durante este mismo periodo, el ciclo combinado ha sido el responsable de 19.321 gigawatios por hora, un 43,1% más que durante los primero ocho meses de 2016.

La demanda de electricidad crece un 1,5% en agosto

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Europa Press.- La demanda estimada de energía eléctrica en la Península Ibérica ha alcanzado los 21.780 gigavatios hora (GWh) en agosto, lo que representa un incremento del 1,5% con respecto a la del mismo mes del año pasado, según 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 aumenta un 1,6% con respecto a agosto del 2016.

En los primeros ocho meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 169.205 GWh, un 1,1% más que en el 2016. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica ha aumentado un 1,4%. Por tecnologías, la producción de origen eólico en agosto ha alcanzado los 3.275 GWh, un 9,1% inferior a la del 2016, y ha supuesto el 16,2% de la producción total, mientras que las fuentes de generación que más han aportado durante agosto han sido la nuclear (25,2%) y los ciclos combinados (17,4%). El carbón cubrió el 14,8%, la cogeneración el 10,5%, la hidráulica el 5,3%, la solar fotovoltaica el 4% y la solar térmica el 3,6%.

En lo que va de año, el 23,3% de la generación ha procedido de la nuclear, el 19,5% de la eólica, el 16,6% del carbón, el 11,9% de los ciclos combinados de gas, el 11,3% de la cogeneración, el 8,6% de la hidráulica y el 3,5% de la solar fotovoltaica. En el mes de agosto, con la información estimada a día de hoy, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 31% de la producción. Mientras, el 55,9% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO2.

La demanda de gas natural se dispara un 14,6% en junio debido al aumento de las entregas para generación eléctrica

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Europa Press.- La demanda de gas natural alcanzó los 25.248 gigavatios hora (GWh) en el mes de junio, lo que supone un incremento del 14,6% con respecto al mismo periodo del 2016, según datos de Enagás. Este crecimiento se debió principalmente al aumento de la demanda de gas natural para la generación de electricidad, que se disparó un 57,5%, mientras que la demanda convencional aumentó un 3,9%.

Crece un 6,5% en 2017

En el primer semestre, la demanda nacional de gas natural ascendió a 169.076 GWh, lo que supone un incremento del 6,5% con respecto al mismo periodo de 2016. En los seis primeros meses de 2017, la demanda convencional (consumos doméstico, industrial y pymes) se incrementó un 4,3% y las entregas de gas natural para generación de electricidad crecieron un 19,7%.

La demanda de electricidad se dispara un 7,1% en junio con el carbón como principal fuente de generación

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Europa Press.– La demanda estimada de energía eléctrica en la Península Ibérica ha alcanzado los 21.681 gigavatios hora (GWh) en junio, lo que representa un incremento del 7,1% con respecto a la del mismo mes del año pasado, según 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 ha aumentado un 4,3% con respecto a junio del 2016.

En el primer semestre del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 124.922 GWh, un 1% más que en el 2016. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica ha aumentado un 1,4% respecto a la registrada en el mismo periodo del año anterior. En el mes de junio, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 32,4% de la producción. Mientras, el 51,7% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO2.

Por tecnologías, la producción de origen eólico en junio alcanzó los 3.160 GWh, un 2,1% inferior a la del mismo mes del año pasado, y supuso el 15,2% de la producción total, mientras que las fuentes de generación que más aportaron durante el mes fueron el carbón (20,6%) y la nuclear (19,6%). Los ciclos combinados de gas cubrieron el 15,5% y la cogeneración, el 10,9%.

El gas natural baja un 1% a partir de julio, su primera caída desde hace un año

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Europa Press.- La Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural bajará a partir del próximo 1 de julio en torno a un 1% de media frente al precio del segundo trimestre del año, según la resolución publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE). Esta caída responde, principalmente, a la cotización del petróleo Brent, una de las materias primas que influyen en el precio del gas, cuyo tipo de cambio ha favorecido esta bajada.

En concreto, el precio para la TUR 1, a la que se acogen los consumidores con consumos menores o iguales a 5.000 kWh anuales (agua caliente y cocina) caerá un 0,85%, mientras que para la TUR 2, para consumidores con consumos entre 5.000 y 50.000 kWh al año (agua caliente y calefacción), bajará un 1,1%, según fuentes del sector. De esta manera, se registrará la primera caída después de tres repuntes consecutivos en el precio del gas. La tarifa del gas registró un encarecimiento del 1,8% el pasado abril, que se unía a las subidas del 3,5% en enero y del 1,1% de octubre del año pasado, que supuso la primera subida desde la revisión del cuarto trimestre de 2014.

Para el cálculo de la TUR se tienen en cuenta los peajes de acceso y el precio del gas. La parte regulada de la factura (peajes de acceso), que fija el Gobierno, se mantendrá congelada. En cuanto al precio del gas, éste se obtiene según la cotización internacional del gas, la evolución del crudo Brent y la subasta de adquisición de gas. La TUR de gas natural se actualiza por el Gobierno de forma trimestral. De los 7,7 millones de consumidores de gas natural, unos 6 millones son suministrados a través de una comercializadora de mercado a precio libre y 1,7 millones se encuentran acogidos al precio de la TUR.

Récord en generación de electricidad

Por otro lado, la demanda de gas natural para generación de electricidad alcanzó el 21 de junio los 465 gigavatios hora (GWh), el valor estival más alto desde el año 2011, según indicó Enagás. Este incremento se propició, principalmente, por las altas temperaturas registradas por efecto de la ola de calor, así como a una menor generación eólica e hidráulica.

El operador del sistema gasista señaló que este dato pone de manifiesto el «papel fundamental» que el gas natural desempeña para garantizar el suministro eléctrico. En lo que va de año, la demanda total de gas en España ha aumentado en torno a un 6% y las entregas para generación de electricidad un 19%. La demanda industrial de gas natural también está creciendo un 8%.