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La demanda de gas natural para generar electricidad batirá en julio su récord mensual desde 2012

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Redacción / Agencias.- La demanda de gas natural para la generación de electricidad rondará en julio los 7.900 gigavatios hora (GWh), la cifra más alta desde febrero de 2012, impulsada por la ola de calor, según los datos avanzados por Enagás, gestor técnico del sistema gasista. Precisamente el 21 de julio el consumo de gas para generación eléctrica alcanzó los 387 GWh, su máximo diario desde 2012.

Estas cifras de consumo han estado motivadas por las altas temperaturas de este mes, que han dado lugar a un «incremento significativo» de la demanda eléctrica, por el mayor uso de los aparatos de aire acondicionado, así como a una menor generación eólica, lo que llevó a utilizar más las centrales de ciclo combinado, que usan gas natural como combustible. El mes de julio ha sido uno de los más calurosos en España desde que se tienen datos, con una ola de calor que comenzó a finales de junio y se extendió durante tres semanas.

Los ciclos combinados alcanzan por segunda vez consecutiva este verano su máximo de consumo de los últimos dos años

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Redacción / Agencias.- Los ciclos combinados volvieron a alcanzar el pasado 21 de julio, por segunda vez consecutiva este verano, el máximo consumo de gas de los últimos dos años, llegando a producir 184 GWh de electricidad, un 22,4% del mix total de generación y situándose como segunda fuente de generación. Por otro lado, el consumo de gas natural alcanzó los 161.353 gigavatios hora (13,8 bcm) en el primer semestre, lo que representa un crecimiento del 5,3% con respecto al mismo periodo del 2014.

Este incremento en el consumo de gas durante el semestre se debió principalmente a una mayor demanda por parte del sector doméstico-comercial y a un aumento de la generación eléctrica a través de las centrales de ciclo combinado, indicó la Asociación Española del Gas (Sedigas). El mercado industrial se mantuvo como el principal demandante de gas, con un 63,1% del total consumido, seguido del doméstico-comercial (20,5%) y de las centrales eléctricas, con un 16,4%. El mercado doméstico-comercial registró el mayor crecimiento, con un aumento del 10% en el consumo, debido, principalmente, a un mayor encendido de calefacciones durante los meses de invierno y, también, a la captación de nuevos clientes.

En el ámbito del sector industrial, durante el primer semestre del año destacó un incremento de la cogeneración, que ha incrementado un 3,6% su vertido de electricidad a la red, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Por su parte, los ciclos combinados de gas natural incrementaron el consumo de gas en un 25% en relación con el año pasado, aportando aproximadamente el 9% de la electricidad demandada en España. El día anterior de máximo consumo fue el pasado 7 de julio, momento en que los ciclos alcanzaron la producción de 154 GWh de electricidad y supusieron el 18,2% del mix total de generación.

«Esta situación muestra la importancia de los ciclos combinados como garantía de funcionamiento del sistema eléctrico y como complemento de las renovables, en momentos de bajo funcionamiento de estas energías como es el caso de la ola de calor de este mes de julio», agregó Sedigas. Las características técnicas de los ciclos combinados les permiten entrar en operación, de manera inmediata, ante cualquier interrupción de las energías renovables. Además, agregó Sedigas, sus características tanto ambientales como económicas la convierten en la tecnología tradicional más eficiente.

El consumo eléctrico se dispara a un nuevo récord de verano en cinco años impulsado por la ola de calor

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Redacción / Agencias.- La punta de demanda de energía eléctrica alcanzó este martes, a las 13.33 horas, su mayor cifra de los últimos cinco años en la temporada de verano, con 40.192 megavatios (MW), como consecuencia de las altas temperaturas derivadas de la ola de calor en España. Se produce en otra jornada más caracterizada por las altas temperaturas y por el consecuente mayor uso del aire acondicionado, según se desprende de las aplicaciones de seguimiento del consumo de Red Eléctrica de España.

De esta forma, el dato supone un nuevo récord, tras el registrado el pasado 7 de julio con una demanda instantánea de 40.105 MW, y es la cifra de demanda de energía eléctrica que es la más elevada desde el récord de consumo en verano, que se registró el 19 de julio de 2010 con 41.318 MW. Como consecuencia del récord del 7 de julio, la demanda de gas natural para generación de electricidad en España alcanzó su máximo valor registrado en los dos últimos años, hasta 329 gigavatios hora (GWh). Además, la cota alcanzada este martes supera claramente los máximos del verano de 2014, de 36.697 MW, así como de 2013, con 37.104 MW.

En el momento de alcanzarse el máximo de este martes, el carbón cubría el 21,1% de la demanda, frente al 23,9% de los ciclos combinados de gas y el 16,4% de la nuclear. De acuerdo a los datos de Red Eléctrica de España (REE), en lo que va de julio, en coincidencia con las sucesivas olas de calor que ha habido en España, la demanda eléctrica peninsular se ha situado en 15.639 gigavatios hora (GWh), un 11,7% más que en el mismo periodo de 2014.

A pesar del uso generalizado del aire acondicionado, la punta de demanda es sustancialmente inferior a la de invierno. El máximo histórico global se registró el 17 de diciembre de 2007, con más de 45.450 MW. Este año España ha registrado el comienzo de verano más caluroso de los últimos 40 años, acumulando ya tres olas de calor en lo que va de verano por lo que podrían volver a registrarse nuevos máximos. No obstante, la Agencia Estatal de Meteorología (Aemet) espera una «paulatina» bajada de las temperaturas a partir de este miércoles, cuando prevé un descenso de los termómetros.

Viesgo pide a la Unión Europea el fin del «intervencionismo» y de la «sobrecarga artificial» de la factura eléctrica

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Redacción / Agencias.- El presidente de Viesgo, Miguel Antoñanzas, abogó porque la Comisión Europea revise «en profundidad» la «sobrecarga artificial» de la factura eléctrica y haga desaparecer el «intervencionismo» en el sector. Así lo señaló Antoñanzas durante su intervención en el seminario Ecuación para una energía segura y sostenible«.

No obstante, el presidente de Viesgo destacó que la Comisión Europea haya «reafirmado su apuesta por un nuevo sistema energético» con lo que ha llamado un Paquete de verano, con el que quiere «rediseñar el mercado eléctrico, rediseñar el etiquetado y revisar el régimen de comercio». «A nosotros nos alegra que la Comisión avance hacia la descarbonización de la economía, dando la relevancia que se merece a la eficiencia energética y situando a los consumidores en el centro del mercado europeo de la energía», ha dicho Antoñanzas, que sin embargo ha lamentado que aún se hayan eludido las «grandes preocupaciones«.

Por ello, Antoñanzas hizo referencia a la necesidad de abordar por parte del Ejecutivo comunitario la «gran preocupación que existe en Europa, por el riesgo que supone el intervencionismo político que hace que la factura eléctrica soporte una gran sobrerecarga artificial con tasas e impuestos que nada tienen que ver con un suministro seguro y sostenible«. Sobre las perspectivas del sector en España, Antoñanzas destacó que 2015 será «crucial» en el ámbito económico y político por las elecciones, pero que, independientemente del resultado, el sector energético necesita «estabilidad para poder continuar con la senda de inversiones esperada«. «Las instalaciones que construimos tienen una vida media de décadas, más allá de los periodos entre elecciones», agregó.

Por otro lado, a pesar de que «por primera vez en muchos años el sistema está económicamente equilibrado» y el déficit de tarifa «es historia», considera que «aún quedan algunos aspectos por resolver». En este sentido, señaló que aunque el futuro energético se construirá en torno a las energías renovables, también es necesario apostar por tecnologías de apoyo convencionales, como los ciclos combinados. Por ello, indicó, tienen que contar con una retribución «suficiente» por ofrecer una capacidad de reserva. Además, cree que se debe concretar el papel del carbón nacional en el futuro y completar los desarrollos pendientes para implementar el nuevo marco retributivo de la actividad de distribución, «llamada a ser protagonista del soporte a la transformación del sector».

Las olas de calor disparan un 13,3% el consumo eléctrico e impulsan la producción de los ciclos combinados de gas

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Redacción / Agencias.- Las sucesivas olas de calor registradas en las últimas semanas han disparado un 13,3% el consumo eléctrico en España en los 14 primeros días de julio, en comparación con el mismo periodo de 2014. Este crecimiento de la demanda ha reactivado la actividad de producción eléctrica en los ciclos combinados de gas, según destacó la Asociación Española del Gas (Sedigas).

Desde el 1 de julio los consumidores de electricidad demandaron 10.366 gigavatios hora (GWh), un 13,2% más que hace un año según datos de Red Eléctrica. Efectivamente, este incremento del consumo impulsó la producción de las centrales térmicas de carbón, que aumentaron su generación en un 23,2%, como especialmente en los ciclos combinados, que produjeron un 96,6% más. Así, la demanda de gas para generación eléctrica casi se duplica en lo que va de julio, puesto que se incrementó en un 93,6%, lo que supuesto un repunte del consumo global de gas del 11,8% en los 13 primeros días de julio, según datos de Enagás.

De hecho, el pasado 7 de julio se alcanzó el mayor nivel de demanda eléctrica punta veraniega de los últimos cuatro años, con 40.105 megavatios, y el récord diario de gas demandado para la producción eléctrica en los últimos dos años, con 329 gigavatios hora (GWh). España sufre desde hace semanas sucesivas olas de calor que se prolongarán al menos hasta el jueves. La pasada semana, los fabricantes de pequeños electrodomésticos ya avanzaron que se habían disparado las ventas de ventiladores y aires acondicionados, con riesgo incluso de posible desabastecimiento.

Sedigas destaca a los ciclos

Desde la patronal Sedigas quisieron asimismo subrayar que los ciclos combinados de gas han reactivado su funcionamiento a causa de la ola de calor que se está registrando en España durante el mes de julio. Según indican, volviendo a datos del 7 de julio, el índice de generación eléctrica a gas de ese día récord de los últimos dos años fue del 18,2% del mix de generación eléctrica, con una producción de 154 gigavatios/hora (GWh).

En este caso, los ciclos combinados de gas ocuparon el segundo lugar en generación eléctrica, por detrás de la producción eléctrica térmica del carbón y por delante de la nuclear y la eólica, según datos de Red Eléctrica. La patronal gasista recuerda que la generación eólica baja en momentos anticiclónicos: el 7 de julio supuso un 10,1% en el mix de generación frente al 21,4% de media que marca en 2015. «Cabe destacar el papel que desempeñan los ciclos combinados como complemento de las renovables, en momentos de bajo funcionamiento de estas energías», resalta Sedigás.

Así, la patronal gasista destaca que las características técnicas de los ciclos combinados les permiten entrar en operación de manera casi inmediata ante cualquier interrupción de las energías renovables. «Además, sus características tanto ambientales como económicas, la convierten en la tecnología tradicional más eficiente», resalta. Esta ola de calor en la Península Ibérica ya es la segunda más duradera de los últimos 40 años. Según la agencia de meteorología, se prevé que la ola de calor dure hasta este jueves, «periodo durante el cual los ciclos combinados continuarán teniendo un papel preponderante en el mix de generación eléctrica», vaticina Sedigás.

La producción de Iberdrola en España cae un 14,6% en el primer semestre

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Redacción / Agencias.- La eléctrica Iberdrola produjo durante el primer semestre de este año 28.841 gigavatios hora (GWh) en España, lo que supone un 14,6% menos que en el mismo periodo de 2014, lastrada por el descenso de la generación hidráulica, que cayó un 39,2%, de las renovables, que cayó un 9,4%, y de la nuclear, que cayó un 5,1%. Sin embargo, la energía distribuida por la compañía a nivel nacional repuntó un 2,6%, hasta los 46.331 GWh, según su balance energético del segundo trimestre.

Las centrales hidráulicas de Iberdrola bajaron su producción un 39,2% en el periodo, hasta los 7.273 GWh; las renovables disminuyeron un 9,4%, hasta 6.916 GWh, y la nuclear un 5,1%, con 11.570 GWh. Por el contrario, la producción de ciclos combinados de gas creció en el primer semestre un 65,6% (765 GWh), la de carbón creció un 135,7% (1.242 GWh) y la cogeneración también creció en un 9,7% (1.076 GWh).

Ciclos combinados a nivel mundial

En todo el mundo, la producción del grupo se redujo un 5,3%, hasta 69.081 GWh, como consecuencia del retroceso de hidráulica, en un 34,4%, nuclear en un 5,1%, carbón en un 9,8%, y renovables en un 5,6%. La producción a partir de ciclos combinados de gas repuntó en cambio un 14% y la de cogeneración un 8,6%, al tiempo que la energía distribuida se elevó un 1% hasta junio. La hidráulica y la renovable alcanzaron pesos del 12,8% y del 25,7% en el mix de generación de Iberdrola, mientras que los ciclos combinados de gas natural equivalen ahora al 33%. La producción nuclear tiene un peso del 16,7%, mientras que la cogeneración situó su contribución en el 3,9% del total.

En Reino Unido, la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán produjo un 5,5% menos (9.836 GWh) y en Estados Unidos la caída alcanzó el 11% (8.255 GWh), en tanto que la producción repuntó en Brasil, en un 8,4%, en México, en un 14,1% y el resto del mundo en un 11,2%. Al cierre de junio, Iberdrola contaba con una capacidad instalada en todo el mundo de 45.429 megavatios (MW), frente a los 45.077 megavatios de un año antes. En España, disminuyó hasta 25.287 MW, frente a los 25.488 MW de entonces. Hay capacidad de 6.462 MW en Reino Unido, 6.479 MW en Estados Unidos, 1.163 MW en Brasil, 5.294 MW en México, y 744 MW en el resto del mundo.

Datos del segundo trimestre 2015

En el segundo trimestre, la producción de Iberdrola a nivel mundial bajó el 4,6%, lastrada por la caída de la producción mediante carbón (25%), la energía hidráulica (17,9%), la nuclear (15,7%), la cogeneración (13,4%) y las renovables (1,2%). Sólo la generación con ciclos combinados de gas natural experimentó un repunte (13,7%). La electricidad total distribuida por el grupo subió el 0,6% hasta los 45.620 GWh.

Por su parte, en España Iberdrola disminuyó su producción un 12,1%, hasta 12.699 GWh, lastrada por el descenso de la generación nuclear y sobre todo hidráulica. Concretamente las centrales hidráulicas de Iberdrola bajaron su producción un 25,6% (3.225 GWh), mientras que las nucleares descendieron un 15,7% (5.079 GWh) y las renovables cayeron un 0,8% (2.828 GWh). Estas bajadas no han sido compensadas por el aumento de la generación de los ciclos combinados de gas, un 102,2% superior al del segundo trimestre de 2014 (491 GWh). Asimismo, en el segundo trimestre subió un 3,5% la cogeneración (535 GWh) y un 12,3% la producción por medio de carbón (522 GWh). La energía distribuida por Iberdrola repuntó un 2,4%, hasta los 22.147 GWh.

La demanda de gas natural repunta un 5,3% en el primer semestre

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Redacción / Agencias.- La demanda de gas natural transportado por Enagás ascendió a 161.353 gigavatios hora (GWh) en el primer semestre, lo que supone un incremento del 5,3% con respecto al mismo periodo del año anterior, aunque retrocedió un 0,7% en junio tras cinco meses al alza, según datos de Enagás. De esa cantidad, 134.847 GWh correspondieron a la demanda convencional nacional en sus consumos doméstico, industrial y para pymes, un 2,1% más que en los seis primeros meses de 2014, y 26.505 GWh, para generación de electricidad, un 25% más.

Los factores que explican este incremento son múltiples: el mayor consumo de electricidad por la recuperación económica, la menor aportación de las centrales hidroeléctricas y la coincidencia de un invierno frío y una primavera calurosa. En junio, la demanda de gas natural se situó en 21.951 GWh, lo que representa un retroceso del 0,7% respecto a junio del 2014, como consecuencia de la caída de la demanda convencional en un 2,3% hasta los 17.492 GWh frente al repunte de las entregas para el sector eléctrico, que subieron un 6,2%, hasta 4.458 GWh. Así ha sido impulsada por las altas temperaturas, que han aumentado el consumo de energía eléctrica por el mayor uso de los aparatos de aire acondicionado, según Enagás.

El consumo llega a máximos

El operador del sistema gasista indicó que durante el mes de junio las temperaturas fueron superiores a las registradas en el mismo mes del 2014 al ser de media de 22,6 grados, 1,1 grados centígrados superior a las de 2014. De hecho, la demanda de gas natural para generación de electricidad en España alcanzó el pasado martes su máximo valor registrado en los dos últimos años, coincidiendo con el nivel más alto del consumo eléctrico en la temporada de verano de los últimos cuatro años por la ola de calor. Además del calor influyó también la menor aportación de la energía eólica, que genera menos electricidad en las situaciones anticiclónicas.

En concreto, la demanda de gas natural para generación eléctrica alcanzó los 329 gigavatios hora (GWh), su nivel más alto desde el 12 de diciembre de 2013, cuando se situó en 362 GWh. Ese mismo martes el consumo de electricidad alcanzó el mayor nivel en verano de los últimos 4 años, con 40.105 megavatios (MW), ante las altas temperaturas y el mayor uso del aire acondicionado, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Sin embargo, la demanda máxima diaria del semestre en España fue de 1.352 GWh y tuvo lugar el pasado 6 de febrero. De ese total, la demanda convencional nacional fue de 1.146 GWh y la del sector eléctrico, de 206 GWh.

Iberdrola firma acuerdos en México para el desarrollo de proyectos en electricidad y gas

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Redacción / Agencias.- Iberdrola acordó con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) el desarrollo conjunto de proyectos energéticos en México, de electricidad y gas natural, en el marco del convenio de colaboración suscrito en mayo de 2014 que contemplaba inversiones por alrededor de 5.000 millones de dólares (unos 4.465 millones de euros) por parte del grupo español hasta 2018.

En concreto, los acuerdos comprenden proyectos que abarcan los grandes ejes de la reforma energética mexicana; con la inversión en plantas de generación más competitivas y limpias, el almacenamiento de energía a través del bombeo y el suministro de gas, informó el grupo energético. En una reunión celebrada en México DF, el presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, y el director general de CFE, Enrique Ochoa Reza, han tratado las líneas maestras de las distintas áreas de actuación acordadas, que responden a los grandes ejes de la reforma energética emprendida por el presidente Enrique Peña Nieto.

Desarrollando la reforma energética mexicana

Estas líneas son «la sustitución de centrales de generación de electricidad antiguas, caras y contaminantes, por otras más eficientes económica y ambientalmente; la búsqueda de soluciones competitivas para el almacenamiento de energía, factor clave en el desarrollo de las renovables, y la optimización de la explotación de los recursos gasísticos en México». Los proyectos se centran en la inversión en plantas de generación más competitivas y limpias, el almacenamiento de energía a través del bombeo y el suministro de gas.

Entre los proyectos analizados por ambas partes se encuentra el ciclo combinado de Tamazunchale II, en el que la colaboración potencial de la CFE iría más allá de la construcción de la interconexión de la planta al sistema eléctrico mexicano, alcanzando el suministro de gas y podría incluir la adquisición de la energía producida por la planta. Asimismo, Iberdrola y la CFE intercambiarán también experiencias y mejores prácticas en el ámbito de la generación hidroeléctrica de bombeo, tecnología en la que la compañía española es líder mundial, con 3.500 megavatios (MW) instalados en España y Reino Unido. El potencial de desarrollo hidroeléctrico de México tiene su reflejo en la construcción de 2.800 MW, prevista en la planificación energética del país.

Nuevos ciclos combinados de gas

Por lo que respecta a la optimización de la explotación de los recursos gasísticos, el acuerdo contempla el suministro preferente de gas natural a Iberdrola por parte de la CFE en nuevos proyectos, así como la gestión conjunta de los distintos contratos que se firmen. Iberdrola está estudiando la viabilidad de diversos proyectos de ciclo combinado de gas natural y cogeneración que suman más de 3.000 MW de potencia instalada.

Tras más de 15 años de presencia en el país, Iberdrola es la primera empresa eléctrica privada de México y la segunda después de la Comisión Federal de Electricidad. Con unos activos de cerca de 4.000 millones de dólares (unos 3.573 millones de euros), el grupo cuenta en México con plantas de generación que suman una potencia operativa de 5.260 MW, cuya producción da servicio a una población de más de 15 millones de personas. Además, en el área de Ingeniería, desarrolló desde 2001 proyectos con una inversión de 2.000 millones de dólares y está ejecutando proyectos en redes y en generación convencional y eólica.

La CNMC cree que en 2015 se podría producir un «importante» cierre de centrales térmicas

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Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) pronostica que este año se podría producir una «importante reducción» en la potencia instalada de centrales térmicas, según se aprecia en el último informe de supervisión del mercado mayorista de electricidad elaborado por el regulador.

Entre los motivos que podrían conducir al cierre de centrales, cita la baja de varios grupos acogidos a las 20.000 horas de funcionamiento contempladas en la directiva de grandes instalaciones de combustión, que tienen el compromiso de clausurar su actividad en 2015. También podrían cerrarse plantas de carbón ante la entrada en vigor en enero de 2016 de la directiva que obliga a realizar inversiones medioambientales de desnitrificación, para lo que el Gobierno trabaja en un plan de incentivos. Por último, la CNMC recuerda que varios ciclos combinados de gas natural han solicitado recientemente su cierre, de los que uno, de Iberdrola en Castellón, ya ha obtenido el visto bueno.

Al describir la actividad en el mercado durante el año pasado, el organismo destaca el descenso del 19% en la actividad de cogeneración tras la publicación real decreto en el que se recoge su nueva retribución. También pone énfasis en la reducción en un 12,4% en la generación con ciclos combinados de gas. Estas centrales redujeron las horas equivalentes de funcionamiento anual por debajo de las 850 horas, con una programación orientada prácticamente a la resolución de restricciones técnicas zonales.

La CNMC plantea el cierre definitivo de entre 2.000 y 3.000 MW de ciclos combinados

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EFE / Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) cree que «cabría considerar» el cierre definitivo de entre 2.000 y 3.000 megavatios (MW) de ciclos combinados de gas natural antes de 2017 debido a la pérdida de rentabilidad por su bajo uso. En un informe de la CNMC sobre la planificación de la red de transporte eléctrico 2015-2020, el regulador plantea estos cierres ante el hecho de que la normativa que permitiría la hibernación o cierre temporal de estas centrales «está pendiente de aprobación«.

El organismo regulador, que expresa su malestar por no haber tenido noticias del borrador hasta que el Gobierno anunció su contenido en el BOE, recuerda que estas plantas funcionan actualmente menos de 1.000 horas anuales, cuando en 2008 superaban las 4.000 horas, por lo que algunas solicitaron ya el cierre definitivo, aunque de momento sólo se concedió el cierre de uno de Iberdrola en Castellón. Tras realizar un estudio, la CNMC concluye que «16 centrales de ciclo combinado no consiguen cubrir sus costes fijos de operación y mantenimiento» y que 10 de estas plantas dejarán de cobrar pagos por capacidad antes de 2020, por lo que sus propietarios podrían solicitar la hibernación o el cierre.

La propuesta del Ministerio de Industria prevé, al igual que en los primeros borradores, la hibernación de unos 6.000 MW de ciclo combinado, que permanecerían suspendidos de actividad hasta que repuntase la demanda. Sin embargo, el Gobierno ha retrasado esta normativa y ya avanzó que no la aprobará en esta legislatura, lo que implica que las centrales han permanecido abiertas en el periodo de menor demanda y actualmente, cuando ya empieza a repuntar el consumo, siguen sin saber cuándo ni en qué condiciones podrán hibernarse.

La CNMC también advierte de que, de acuerdo a las previsiones de demanda del operador del sistema Red Eléctrica, no podrían hibernarse 6.000 MW sin afectar a los ratios de calidad de suministro. En cambio, con las previsiones de demanda de la CNMC, a la baja respecto a las que está manejando el Ministerio de Industria, no solo sería posible hibernar 6.000 MW sin afectar a los índices de cobertura, sino incluso entre 2.000 y 3.000 MW adicionales. El informe del regulador también prevé que la potencia punta necesaria en 2020 será inferior a la esperada por Industria. Si el Gobierno espera que sea de entre 47.000 y 49.000 MW, la CNMC la cifra entre 44.000 MW y 45.300 MW.

Por otra parte, la propuesta prevé un incremento de plantas renovables, sobre todo a partir de 2017, que permitirían cumplir los objetivos europeos. En concreto, el borrador prevé instalar entre 4.500 y 6.500 MW eólicos, casi 1.400 MW solares fotovoltaicos, 200 MW solares termoeléctricos y casi 300 MW de otras tecnologías. Adicionalmente, la propuesta prevé «una senda de recuperación rápida y sostenida» de la participación de los biocarburantes en gasolinas y gasóleos para alcanzar el objetivo europeo de un 10% del transporte renovable en 2020.

La CNMC hace las cuentas del Gobierno respecto a lo que supondría la retirada de los 6.000 MW de ciclos combinados de gas. «Es decir», señala la CNMC, «se prevé grosso modo sustituir 6.000 MW de ciclos combinados por 6.000 MW de eólica, y añadir además aproximadamente 2.000 MW de otras renovables, de los cuales 1.500 MW serían solares». El organismo presidido por José María Marín Quemada, que duda de que se pueda desarrollar más potencia termosolar sin ayudas elevadas, considera además que el aumento de la demanda previsto por Industria y los porcentajes de renovables sobre energía final conducen a «objetivos extraordinariamente exigentes en términos absolutos» en lo referido al desarrollo de tecnologías verdes.

Asimismo, la CNMC considera que el desarrollo del autoconsumo es «imprescindible» para que España cumpla los «exigentes» objetivos de renovables de la Unión Europea. «La consolidación de un escenario de alta penetración de renovables con una importante contribución del autoconsumo parece imprescindible para alcanzar los objetivos de potencia de generación eléctrica y, por ende, los derivados de los compromisos medioambientales adquiridos», afirma la CNMC, que ve «necesario concretar» el desarrollo de la normativa al respecto.

Sobre el carbón, del que Industria prevé el cierre de 861 MW hasta 2020 y el mantenimiento de una potencia de 10.270 MW, la CNMC destaca que, en la actualidad, las centrales participan en el mix eléctrico en la misma proporción a cómo lo hacían cuando estaba en vigor el anterior decreto de incentivos, a pesar de que aún no se han aprobado las ayudas. Esta circunstancia responde a que las centrales de carbón «poseen unos costes de generación más competitivos que las centrales de ciclo combinado», lo que permite, a juicio del regulador, «su funcionamiento sin necesidad de ningún mecanismo que incentive su programación«.