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El mayor coste de las emisiones de CO2 se está compensando con la bajada del precio del gas y carbón

Redacción.- Desde el 1 de abril los precios en Europa han tenido una cierta estabilidad a juicio de AleaSoft Energy Forecasting, que asegura que se ha compensado la subida de los precios de las emisiones de CO2 con la bajada del gas y el carbón y además con la ligera bajada de las demandas de electricidad producto de las mejores condiciones meteorológicas de la primavera, con temperaturas algo más elevadas y más horas de sol en este período de 40 días.

El precio de los futuros de derechos de emisiones de CO2, para el contrato de referencia de diciembre de 2019 en el mercado EEX cerró el viernes 10 de mayo a 25,61 €/t. El miércoles 8 de mayo el precio tuvo un pico hasta alcanzar los 26,92 €/t. Desde que se confirmó el 11 de abril que el Brexit se alejaba hasta octubre, los precios de las emisiones de CO2 han subido hasta superar los 27 €/t y también aumentaron las fluctuaciones, que se sitúan en una banda entre los 24,70 €/t y 27,54 €/t.

Los futuros de gas TTF en el mercado ICE para junio cerraron el 10 de mayo a 14,00 €/MWh continuando los precios con valores estables desde el 18 de abril cuando estaban a 14,60 €/MWh, creando una banda entre los 14,00 €/MWh y los 14,60 €/MWh. El precio de los futuros del carbón API 2 para el mes de junio en el mercado ICE cerró con un valor de 61,50 $/t el 10 de mayo. Desde el 24 de abril los precios han oscilado entre los 60 y 64 $/t.

Las fluctuaciones de precios en este período son debidas principalmente a las variaciones en la producción eólica, sobre todo en Alemania y España, que son los líderes europeos generando energía con esta tecnología. En el caso de Alemania, los precios pudieran haber estado estables en 40 €/MWh, pero cuando ha habido mucho viento han caído muy por debajo, incluso han sido negativos el 22 de abril con -14 €/MWh. En el mercado eléctrico español las fluctuaciones de la producción eólica han provocado precios en la banda entre 40 €/MWh y 60 €/MWh. También en este período de 40 días ha habido fluctuaciones en la temperatura y en la producción solar.

En la segunda semana de mayo, comparada con la anterior en que estaba el primero de mayo y es fiesta en la mayoría de los países, los precios subieron debido al aumento de la demanda, excepto en España y Portugal, en que los precios bajaron producto de una mayor producción eólica. En el grupo de mercados con precios más altos, en la segunda de semana de mayo continúan estando el mercado N2EX de Gran Bretaña, el mercado italiano IPEX y el mercado MIBEL de España y Portugal. Durante la semana han tenido de media unos precios de 50 €/MWh al igual que la semana anterior.

En el grupo con precios de mercado más bajos se encuentran el mercado Nord Pool y los mercados EPEX SPOT de Bélgica, Países Bajos, Francia y Alemania con un precio medio semanal de 41,34 €/MWh. Entre estos mercados, Alemania, Francia y Bélgica registraron precios negativos durante algunas horas del 12 de mayo, pero sin llegar a registrar un precio promedio diario por debajo de cero. Los precios más bajos fueron durante la hora 16 con Alemania a la cabeza con -22,96 €/MWh, seguido por Francia con -12,27 €/MWh y Bélgica con -8,39 €/MWh. Otros mercados conectados también se vieron arrastrados a precios negativos en algunas horas: Dinamarca, Austria y Suiza.

En la segunda semana de mayo, la producción eólica tuvo una subida en los principales mercados europeos excepto en Alemania con una bajada del 3,3%. La subida en Francia fue de un 58%, en Portugal, de 99%, en España, de 36%, y en Italia, de un 37%. Para la semana actual, se pronostica un retroceso de la producción eólica después de la subida de la semana anterior. La caída más pronunciada se espera en Italia y Portugal, algo menor en España y Francia, e incluso un ligero aumento en Alemania.

En cuanto a la producción solar, que incluye la tecnología fotovoltaica y termosolar, durante la segunda semana de mayo ha descendido un 4,3% en Alemania, mientras en España la caída alcanzó el 20% con respecto a la semana anterior. Por su parte, en Italia la semana anterior registró un aumento del 5,3% en la producción de energía solar. Para la semana actual se prevé una disminución de la producción solar en Italia de cerca del 20%, mientras que en Alemania y en España la tendencia se espera al alza entre un 15% y un 20%.

Los precios de los futuros de electricidad europeos para el tercer trimestre de 2019 aumentaron en la mayoría de los mercados entre un 0,3% y un 1,6% el 10 de mayo con respecto al viernes anterior. Para el caso del mercado OMIP de España y Portugal, así como el italiano, se mantienen sin cambio, mientras que para Reino Unido disminuyó tanto en el mercado ICE como en EEX. En el caso de los futuros para el 2020, el aumento fue más generalizado entre un 0,5% y 1,4%. Solo se mantuvo invariable el mercado MTE italiano y disminuyeron los mercados ICE y EEX de Reino Unido.

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

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%.

El Gobierno aprueba la tramitación urgente del Estatuto del Consumidor Electrointensivo

Europa Press.- El Gobierno autorizó la tramitación urgente para la aprobación del Decreto por el que se regula el Estatuto del Consumidor Electrointensivo, que se articula como un elemento jurídico que reconozca las particularidades de aquellos consumidores eléctricos con un elevado uso de la electricidad, un alto consumo en horas de baja demanda y una curva de consumo «estable y predecible».

Este documento determinará la caracterización de dichos consumidores según distintas variables objetivas vinculadas a las pautas y al volumen de potencia y energía demandadas, así como a su contribución potencial a una mejor gestión técnica y económica del sistema eléctrico. Además, el Estatuto desarrollará los mecanismos de aplicación a corto plazo y marcará la senda de otros instrumentos a largo plazo, a los que se podrán acoger estos consumidores para mitigar los efectos de los costes energéticos sobre su competitividad-

El déficit eléctrico asciende a 1.420 millones hasta diciembre, 899,7 millones menos de lo previsto, a falta de dos liquidaciones

Europa Press.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.420 millones de euros hasta diciembre del pasado año, 899,7 millones menos de lo previsto, según indicó la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

A pesar de ser la duodécima liquidación, esta cifra no es definitiva ya que, dado que las liquidaciones se realizan en función de los consumos y que el consumo total de un año no se conoce hasta dos meses después de haber finalizado el ejercicio, se producen 14 liquidaciones provisionales acumulativas a cuenta. Así, antes de diciembre de este año se efectuará la liquidación definitiva.

Este desajuste inferior a lo previsto, que sitúa el déficit provisional un 0,7% por debajo del mismo periodo del 2017, se debió, fundamentalmente, a la retribución adicional y específica de los sistemas no peninsulares, que fue 423 millones de euros inferior a lo previsto, y a la retribución de la actividad de la distribución, que resultó 294,5 millones inferior a lo previsto. El consumo eléctrico registrado en la liquidación fue de 228.166 gigavatios hora (GWh), un 1,6% superior al valor promedio observado en años anteriores. La CNMC indicó que esta demanda se estima que representa el 94,5% de la prevista para el conjunto de 2018.

Por otra parte, se han liquidado 63.650 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en 2018, asciende a 7.148 millones de euros (antes de IVA). Así, dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, con un resultado del 90,17%, que se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación. Como consecuencia de aplicar el coeficiente de cobertura, resulta una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 447,3 millones de euros (antes de IVA).

Mientras, la liquidación provisional correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado (PGE) asciende a 72,6 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. En la fecha de cierre de esta liquidación se habían recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicados en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la liquidación asciende a 5,7 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente).

En lo que respecta al sector gasista, el déficit provisional se situaba a cierre de diciembre en los 350 millones de euros, con una disminución del 9,2% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior. El total de ingresos liquidables declarados por las empresas al sistema liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones fue de 2.692 millones de euros. Esta cantidad es un 4,1% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior, debido al incremento de los ingresos por facturación del peaje de transporte-distribución.

Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la orden por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del almacén Castor afectada por la sentencia del Tribunal Constitucional de finales de 2017.

AsÍ, la retribución total acreditada a las empresas ha sido de 2.716 millones de euros, que es un 0,02% inferior a la del año anterior. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación se ha calculado un índice de cobertura del 87,1% de la retribución acreditada. La demanda nacional de gas en 2018 facturada hasta diciembre fue de 315,6 teravatios hora (TWh) incluida carga de cisternas desde plantas (10,7 TWh). Esta cantidad es 1,6 TWh superior a la del mismo periodo de 2017, lo que supone un incremento del 0,5%.

El sector eólico prevé instalar 2.000 MW nuevos anualmente para que las renovables cubran el 70% de la demanda eléctrica

Europa Press.- El sector eólico español prevé la instalación de aproximadamente 2.000 megavatios (MW) cada año, con el fin de que el conjunto de las renovables consiga alcanzar al menos el 70% de la demanda eléctrica de España, frente al 40% actual. Así se desprende de una jornada organizada por la Asociación Empresarial Eólica (AEE), en la que se analizaron los elementos necesarios para empezar a construir «el próximo cambio estructural energético».

La presidenta de AEE, Rocío Sicre, se ha mostrado «optimista» de cara a la evolución del sector en los próximos años, lo que repercutirá «de forma considerable» en el aumento del empleo y en una participación «más activa» en la operación técnica y económica del sistema eléctrico. «La eólica ha sido protagonista en la pasada década, permitiéndonos duplicar la generación renovable, con todos los beneficios económicos, industriales y medioambientales que esto ha supuesto para el país. Los próximos años serán claves para el incremento de la aportación de la eólica en España», ha indicado Sicre. En diciembre, el sector eólico cerró el año con 23.484 MW y habiendo cubierto el 19% de las necesidades de consumo eléctrico de los españoles.

La vicepresidenta de OMIE, Carmen Becerril, destacó que los objetivos de 2030 «son alcanzables y posibles». «La colaboración de la eólica a la generación de precios y en el desarrollo del sistema eléctrico es el fenómeno más importante que hemos podido vivir en los últimos 20 años», ha añadido. El evento se ha centrado en evaluar las perspectivas del desarrollo de los nuevos proyectos eólicos, tanto los que han surgido como resultado de las subastas de renovables como los proyectos que se están construyendo con las coberturas de riesgo merchant.

El Gobierno afirma que no hay ningún país «más preparado» que España para afrontar la transición energética

Europa Press.- El secretario de Estado de Energía, José Domínguez, reivindicó el impulso inversor en renovables que se dio en España hace una década ya que «nos ha permitido llegar a un cambio tecnológico en la primera línea» y ser el país «más preparado» del mundo para afrontar la transición energética. En este sentido, Domínguez aseguró que España «sí» que está preparada para «hacer el viaje» hacia la transición energética, que es «una transición imprescindible».

Así, subrayó que en el pasado se lamentaron las inversiones «muy caras» que se hicieron en renovables aunque consideró que ese paso que se dio en aquellos años «ha permitido al país llegar a un cambio tecnológico en primera línea«. «Hasta en la construcción de las catedrales góticas España llegó 100 años después», comparó Domínguez, advirtiendo que probablemente en esta transición energética «no haya ningún país más preparado que España».

Respecto a una posible prórroga de las medidas aprobadas en octubre para contener la espiral alcista de los precios de la luz, como la suspensión temporal por 6 meses del impuesto del 7% a la generación, Domínguez insistió en que deben ser evaluadas en conjunto con el Gobierno, junto «con otra serie de cuestiones de tipo fiscal». En este sentido, remarcó que el Gobierno está trabajando para dotar de los instrumentos y las condiciones que permitan bajar el precio de la electricidad, para lo que jugarán un papel determinante las renovables, aunque subrayó que no es una cosa que se pueda hacer de manera «inmediata».

Mientras, el presidente de Red Eléctrica, Jordi Sevilla, consideró que la transición energética es el «mayor desafío» que ha tenido el sector «durante mucho tiempo» y advirtió que, como país, es comparable «al cambio de modelo que supuso el ingreso en el mercado común europeo». Así, pidió a todos los actores (reguladores, Parlamento, empresas, consumidores) «alinearse todos» en el proceso ya que al final el camino «será altamente productivo para la eficiencia y bienestar del país«. Sevilla valoró que el papel de Red Eléctrica, como operador del sistema, será «clave» en esta transición energética, con unos volúmenes de inversión estimados en unos 7.000 millones de euros de aquí a 2030.

40% de generación eléctrica renovable

Por otro lado, las fuentes renovables cubrieron el 40,1% de la producción eléctrica peninsular en 2018, lo que representa un incremento de 6,4 puntos porcentuales respecto al ejercicio anterior, según el avance del informe del sistema eléctrico de 2018 de Red Eléctrica (REE). En la estructura de la generación renovable, la eólica destacó con un peso del 49%, alcanzando el 19% en el mix eléctrico, seguida de la hidráulica (34%), que vio crecer su producción un 85% con respecto a 2017, la solar (11%), y el resto de tecnologías (5%).

La generación eléctrica peninsular sin emisiones de CO2 alcanzó en 2018 una cuota del 62,5%, frente al 57% registrado en 2017, lo que supone un incremento de 5 puntos porcentuales. El avance registrado en generación limpia se tradujo en un 15% menos de emisiones, recortándose de 63,8 millones de toneladas a 54,2 millones de toneladas. Este mayor peso de las renovables en la generación provocó la caída de los ciclos combinados y del carbón en el mix energético, con un descenso de un 22% y un 18%, respectivamente. La energía nuclear, con un 20,6% de la generación, se mantuvo como primera fuente en el mix energético, aunque seguida muy de cerca de la eólica (19%).

En el caso de la potencia instalada, las renovables representan un 46,7%, con un incremento del 0,8%. Destaca Canarias, donde la potencia eólica instalada ha pasado de 207 MW a 422 MW en 2018. Por su parte, la demanda de energía eléctrica alcanzó los 268.808 gigavatios hora (Gwh) el año pasado, con un crecimiento del 0,4% y registrando su cuarto año consecutivo de incrementos, después de la salida de la crisis económica. En el caso de la demanda eléctrica peninsular, se situó en el 2018 en los 253.495 GWh, también un 0,4% superior al ejercicio anterior. Descontando los efectos del calendario laboral y las temperaturas, la demanda creció un 0,3%.

En lo referente al recibo de la luz, el director de Regulación y Estudios para la Transición Energética, Luis Villafruela, indicó que 2018 se cerró con un incremento del 2,5% para un consumidor de la tarifa regulada (PVPC), después de que se registrará un precio del pool, que representa menos del 50% de la factura, por encima de los 64 euros por MWh, el segundo más alto registrado desde 2008.

El directivo de REE consideró que en el recibo de la luz, a pesar de ser «un tema muy mediático», a veces se confunde el precio de la energía en el mercado con el precio que paga el consumidor doméstico en su factura. En lo que respecta al consumo eléctrico de las grandes y medianas empresas, en 2018 descendió un 1,8% respecto al ejercicio anterior. Una vez deducidos los efectos del calendario laboral y las temperaturas, el consumo de estas empresas fue un 1,3% inferior.

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

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.

La demanda eléctrica crece por cuarto año consecutivo tras repuntar un 0,6% en 2018 con la nuclear liderando la generación

Europa Press.- La demanda de energía eléctrica peninsular ha alcanzado los 254.074 gigavatios hora (GWh) en 2018, lo que supone un 0,6% más que en el año anterior y mantener su tendencia de crecimiento por cuarto año consecutivo, según los datos provisionales de Red Eléctrica de España (REE). El gestor de la red señaló que si se tienen en cuenta los efectos de la laboralidad y la temperatura, la demanda ha aumentado un 0,5% respecto a 2017.

En 2018, el momento de mayor consumo (máximo de potencia instantánea) se registró el 8 de febrero a las 20.24 horas con 40.947 megavatios (MW), un 1% inferior al máximo del año 2017, y casi un 10% por debajo del récord histórico de 45.450 MW que se produjo en diciembre del 2007. En cuanto a los sistemas extrapeninsulares, la demanda de energía eléctrica ha aumentado en Baleares, Ceuta y Melilla con un 0,7%, 2,4% y 1,7%, respectivamente, mientras que en Canarias ha caído un 1%. En total, la demanda de los sistemas extrapeninsulares ha alcanzado en 2018 los 15.320 GWh.

En lo que respecta a la generación renovable en 2018, representó el 40% de la producción total de electricidad, siendo la eólica la segunda tecnología con mayor participación en el mix energético, con un 19,8% del total, y la hidráulica la que más ha incrementado en su aportación, pasando del 7,4% en el 2017 al 13,7% en 2018. Por su parte, la nuclear, responsable del 21,4% del total, ha sido la tecnología líder de generación en 2018, mientras que el carbón ha caído en 2,6 puntos porcentuales, hasta el 14,5%.

A este respecto, el presidente de Red Eléctrica, Jordi Sevilla, valoró que este incremento de 6,3 puntos porcentuales de generación renovable en 2018 «refleja que España está en el buen camino hacia la transición hacia un modelo energético más limpio y sostenible y nos acercan al cumplimiento de objetivos europeos». Además, consideró que estos datos avalan la «capacidad de gestión cada vez mayor de las tecnologías renovables de generación eléctrica y su efectiva integración en el sistema, de forma que desplace a la producción eléctrica contaminante y reduzca la dependencia energética exterior de nuestro país».

La Península Ibérica completa su cobertura de la demanda con los intercambios internacionales de energía eléctrica. En 2018, las importaciones han registrado 10.624 GWh, lo que representa en torno al 4,2% de la demanda peninsular. Asimismo, el parque generador de energía eléctrica en España es cada vez más renovable y menos dependiente de tecnologías contaminantes. En 2018, el ciclo combinado se ha reducido en un 1,5%, mientras que han entrado en servicio más parques de generación eólica, solar fotovoltaica y de otras renovables, que incrementan su potencia instalada en un 0,5%, 0,4% y 0,6%, respectivamente.

Con estimaciones a 31 de diciembre, la potencia instalada peninsular es de 98.651 MW, lo que supone un descenso del 0,2% respecto al año 2017. En este sentido, Sevilla cree que España está haciendo «un gran esfuerzo» en la puesta en marcha de proyectos de generación renovable y en la reducción de su dependencia de combustibles fósiles, «más caros y más contaminantes». Asimismo, destacó que 2019 será el año «en que se materialicen los esfuerzos de situar a España en la vanguardia en materia de renovables: se prevé que se instalen 8.000 nuevos MW de potencia eólica y solar fotovoltaica«.

Según las previsiones de Red Eléctrica, la red de transporte de electricidad en España cuenta con 44.243 kilómetros de circuito de líneas, de los que 313 se han puesto en servicio en este año. De ellos 128 se han construido en la Península, 140 en Canarias y 45 en Baleares. La red de fibra óptica empleada por REE para operar el sistema eléctrico cuenta, por su parte, con 33.687 kilómetros, según los datos de 2018.

El déficit provisional del sistema eléctrico en 2018 asciende a 1.530 millones hasta octubre, 694 millones menos de lo previsto

Europa Press.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.530 millones de euros hasta octubre, 694 millones menos de lo previsto, según la décima liquidación de 2018 del sector eléctrico de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

No obstante, el organismo regulador presidido por José María Marín Quemada señaló que esta cifra de déficit del sector eléctrico a octubre es un 1% superior a los 1.443 millones de euros del mismo periodo del año pasado. La CNMC indicó que este resultado se debió, fundamentalmente, a una menor retribución adicional y específica de los sistemas no peninsulares en 399 millones de euros y de la actividad de distribución en 245 millones de euros.

Por otra parte, la demanda en consumo registrada en esta décima liquidación alcanzó los 187.787 gigavatios hora (Gwh), siendo un 1,5% superior al valor promedio observado en años anteriores. Esta demanda en consumo representaría el 77% de la total prevista para el ejercicio 2018, valor superior al promedio registrado en el histórico de 2015 a 2017 (76,6%). Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, que ha dado como resultado un coeficiente de cobertura del 87,33% y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar ahora con cargo a la liquidación.

En cuanto a las energías renovables, se han liquidado 63.614 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. Así, la liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en el ejercicio 2018 hasta el pasado octubre asciende a 6.010 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente). Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el coeficiente de cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 605,843 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente).

Respecto al sector gasista, el déficit provisional fue de 363 millones de euros, frente a una cifra negativa de 466 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 22%. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación se ha calculado un índice de cobertura del 84% de la retribución acreditada. El total de ingresos liquidables declarados ha sido de 2.188 millones de euros, un 5,4% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior debido al incremento de los peajes de transporte-distribución.

Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la Orden ETU/1283/2017 por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del almacén de Castor afectada por la Sentencia del Tribunal Constitucional. En esta liquidación, la retribución total acreditada a las empresas es de 2.320 millones de euros, que es un 0,3% superior a la del 2017.

Las emisiones globales de CO2 crecen a medida que el carbón avanza y a pesar de que las renovables aumentan

Europa Press.– Las emisiones globales de combustibles fósiles van camino de aumentar por segundo año consecutivo por el creciente consumo energético, según nuevas estimaciones del Proyecto Global de Carbono, una iniciativa liderada por Rob Jackson, de la Universidad de Stanford (Estados Unidos).

«Pensamos, tal vez esperábamos, que las emisiones habían alcanzado su punto máximo hace unos años», afirma Jackson, profesor de Ciencias del Sistema de la Tierra en la Escuela de Energía y Ciencias del Medio Ambiente de Stanford. «Después de dos años de crecimiento renovado, eso fue una ilusión», añade. El informe del Proyecto Global de Carbono, El crecimiento global de la energía está superando la descarbonización, se publica en Environment and Precourt Institute for Energy.

El equipo estima que las emisiones globales de dióxido de carbono procedentes de fuentes de combustibles fósiles, que representan aproximadamente el 90% de todas las emisiones de las actividades humanas, alcanzarán un nivel récord de poco más de 37.000 millones de toneladas en 2018, un aumento del 2,7% sobre la producción de emisiones en 2017, frente al 1,6% de crecimiento del año anterior. «La demanda mundial de energía está superando el poderoso crecimiento de las energías renovables y la eficiencia energética», lamenta Jackson, quien también es miembro principal del Instituto para el Medio Ambiente de Stanford y del Instituto de Energía Precourt. «El reloj no se detiene en nuestra lucha por mantener el calentamiento por debajo de 2 grados», advierte.

En Estados Unidos, se proyecta que las emisiones de dióxido de carbono aumentarán un 2,5% en 2018 después de una década de declives. Los culpables del aumento incluyen un clima que incrementó las necesidades energéticas de calefacción y refrigeración, así como un creciente apetito por el petróleo frente a los bajos precios del gas. «Estamos conduciendo más millas en coches más grandes, cambios que están superando las mejoras en la eficiencia de los combustibles de los vehículos», explica Jackson. En general, el uso de petróleo en Estados Unidos va a aumentar más del 1% este año en comparación con 2017.

Sin embargo, el consumo de un combustible fósil ya no sigue aumentando: el carbón. El estudio muestra que el consumo de carbón en Canadá y Estados Unidos ha disminuido en un 40% desde 2005. «Las fuerzas del mercado y el impulso por un aire más limpio están empujando a los países hacia el gas natural, la energía eólica y solar. Este cambio no solo reducirá las emisiones de CO2, sino que también salvará vidas perdidas por la contaminación«, celebra Jackson.

Sin embargo, el estudio muestra que las energías renovables están en gran medida como complementos a las fuentes de energía de combustibles fósiles, en particular el gas natural, en lugar de reemplazarlas. «No es suficiente para que las energías renovables crezcan. Necesitan desplazar los combustibles fósiles. Hasta ahora, eso está sucediendo con el carbón, pero no con el petróleo o el gas natural«, apunta Jackson.

Los investigadores advierten que el aumento en el uso del carbón en regiones donde grandes partes de la población carecen de acceso a una electricidad fiable podría superar los fuertes recortes en el uso de carbón en otros lugares. Se proyecta que las emisiones de India, por ejemplo, crezcan un 6% este año a medida que el país compite por construir nuevas plantas de energía para las necesidades industriales y de los consumidores. «Están construyendo todo, eólico, solar, nuclear y carbón, muy rápido«, describe Jackson.

La demanda de energía está aumentando en todo el mundo. «Es la primera vez en una década que las economías de prácticamente todos los países están creciendo», señala Jackson. Según el estudio, el mayor cambio en las emisiones de carbono de este año en comparación con 2017 es un aumento sustancial tanto en el consumo de energía como en las emisiones en China. Después de 4 años de emisiones estables en medio de la presión para mejorar la calidad del aire, ahora pisa el acelerador.

El crecimiento económico mundial ha aumentado la demanda de hierro, acero, aluminio y cemento fabricado en China. Mientras tanto, una reciente desaceleración en la propia economía de China hizo que el país cambiara su enfoque hacia el desarrollo energético. «China está impulsando proyectos de carbón que estaban en suspenso», apunta Jackson. Como resultado, se espera que sus emisiones aumenten un 5% en 2018, en comparación con un incremento de aproximadamente un 3,5% el año anterior.

Las estimaciones de este año de alguna manera marcan un retorno a un viejo patrón, en el que las economías y las emisiones suben más o menos en sincronía. Sin embargo, la historia reciente sugiere que los dos pueden desacoplarse. Desde 2014 hasta 2016, las emisiones se mantuvieron bastante constantes a pesar del crecimiento del producto interno bruto mundial, en gran parte gracias al reducido uso de carbón en Estados Unidos y China, la mejora de la eficiencia energética y la expansión de la energía renovable en todo el mundo.

«Podemos tener un crecimiento económico con menos emisiones», afirma la científica climática Corinne Le Quéré, de la Universidad de East Anglia (Inglaterra) y autora principal del artículo en Datos del Sistema Terrestre de la Tierra. «No hay duda sobre eso», añade. Durante la última década, al menos 19 países, incluidos Dinamarca, Suiza y Estados Unidos, redujeron las emisiones de dióxido de carbono de fuentes fósiles mientras sus economías crecieron. En 2019, a menos que haya una recesión económica mundial, los investigadores anticipan que las emisiones de dióxido de carbono aumentarán aún más a pesar de la urgencia de revertir el curso. «Necesitamos emisiones para estabilizar y una tendencia rápida hacia la línea cero», afirma Jackson.