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La producción eléctrica con renovables registra en 2017 su peor dato en el último lustro por la sequía

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Europa Press.- Las fuentes renovables cubrieron el 33,3% de la producción eléctrica peninsular en 2017, frente al 40,8% del 2016, registrando así su peor año en el último lustro, según el avance del informe del sistema eléctrico español de Red Eléctrica de España (REE).

Esta caída en la contribución de las renovables se debió principalmente al impacto de la sequía sobre la producción hidráulica, que registró una caída del 48,4% frente al año anterior. Además, estuvo acompañado de una menor generación eólica, que fue un 1,6% inferior respecto al año anterior. Asimismo, se registró un aumento de las emisiones de CO2 derivadas de la generación eléctrica por esta menor aportación de las energías renovables.

En concreto, la hidráulica solo cubrió el 7% de la demanda en 2017, frente al 14,2% del ejercicio anterior, viéndose así sustituida por una mayor aportación del carbón, que representó el 17%, frente al 13,9% de 2016, y de los ciclos combinados, con un 13,9%, frente al 10,2% de hace un año. En cuanto a las tecnologías que más han contribuido a cubrir la demanda, la nuclear se situó nuevamente en primer lugar, con una aportación del 21,5%, seguida de la eólica, con el 18,2%. Además, las importaciones de energía eléctrica cubrieron en 2017 cerca del 4% de la demanda peninsular, según los datos del operador de la red eléctrica.

Por su parte, el parque generador de energía eléctrica en España descendió por segundo año consecutivo, al finalizar el año con 104.517 megavatios (MW) de potencia instalados, un 0,6% menos que el año anterior. Este descenso se debió principalmente al cierre definitivo de la central nuclear de Garoña de 455 MW, que permanecía inactiva desde finales del 2012. Las variaciones en el resto de tecnologías fueron nulas o poco significativas.

Con datos estimados, la demanda de energía eléctrica peninsular en 2017 se sitúa en 253.082 gigavatios hora (GWh), con un crecimiento del 1,2% con respecto al año anterior. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura, la demanda aumentó un 1,7% respecto a 2016. De esta forma, la demanda peninsular mantuvo la tendencia de crecimiento iniciada en 2015 tras cuatro años consecutivos de descensos.

En lo que respecta a la demanda anual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares, finaliza 2017 con 15.422 GWh, un 2,6% más que el año anterior. Por sistemas, en Baleares, Canarias y Melilla la demanda creció un 3,8%, un 2% y un 1,1% respectivamente, mientras que en Ceuta descendió un 4,1%. En lo que se refiere al saldo de intercambios internacionales, resultó importador por segundo año consecutivo, tras más de diez años de saldo exportador.

Mientras, la red de transporte de energía eléctrica, según datos provisionales, registra un incremento de 215 kilómetros de circuito, 139 kilómetros (110 km de 400 kV y 29 km de 220 kV) en el sistema peninsular, con lo que este alcanza los 40.769 kilómetros. En los sistemas extrapeninsulares, destacó la puesta en servicio de 76 kilómetros de circuito, siendo el proyecto más significativo el refuerzo del eje Gran Tarajal-Matas Blancas en Fuerteventura, cuyo objetivo es contribuir al mallado de la red y a la evacuación de la energía generada en el sur de la isla.

La demanda de electricidad sube un 1,1% en noviembre y el carbón lidera la producción

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Europa Press.- La demanda de energía eléctrica alcanzó los 20.886 gigavatios hora (GWh) en noviembre, lo que representa un incremento del 1,1% con respecto a la del 2016, según Red Eléctrica de España (REE). El gestor de la red señaló que si se valoran los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha aumentado un 2,9% con respecto a noviembre de 2016.

En el periodo de enero a noviembre, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 230.410 GWh, un 0,7% más que en el 2016. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica aumentó un 1,1% respecto a la registrada en 2016. En el mes de noviembre, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 27,3% de la producción. Mientras, el 43,9% de la producción eléctrica de noviembre procedió de tecnologías que no emiten CO2.

Por tecnologías, la producción eólica en noviembre ha supuesto el 18,2% de la producción total, mientras que las fuentes de generación que más aportaron han sido el carbón (21,9%), los ciclos combinados (21,6%) y la nuclear (16,9%). En lo que va de año, el 22,7% de la generación ha procedido de la nuclear, el 18,7% de la eólica, el 17,3% del carbón, el 13,9% de los ciclos combinados, el 11,3% de la cogeneración, el 7,5% de la hidráulica y el 3,4% de la solar fotovoltaica.

Moody’s prevé que el precio de la electricidad en España no sobrepasará los 47 euros por MWh hasta 2022

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Europa Press.- Moody’s prevé que el precio medio de la electricidad del mercado mayorista español se mantendrá dentro de un rango relativamente «estrecho» entre los 42 euros y los 47 euros por megavatio hora (MWh) en los próximos 5 años, debido a un modesto crecimiento de la demanda de energía mientras se reanudan las inversiones en energías renovables.

Así se desprende de un informe realizado por la firma estadounidense sobre los mercados de electricidad en Europa, en el que dedica un apartado para analizar y realizar pronósticos sobre la trayectoria de este sector en la Península Ibérica (España y Portugal). En este sentido, Moody’s subraya que la decisión de España de reanudar la inversión en renovables después de una moratoria de 4 años impulsará la cuota de capacidad instalada de las energías limpias en la región, incluyendo la hidráulica, hasta el 59% aproximadamente para 2022, 6 puntos porcentuales más que la de 2016.

«Esto compensará el cierre de 4,5 gigavatios (GW) de capacidad instalada en centrales de carbón nacional y ayudará a estabilizar los precios de la electricidad», asegura el vicepresidente senior de Moody’s, Niel Bisset. Así, la firma cree que la capacidad eólica y solar en la Península Ibérica tiene perspectivas de crecimiento para los próximos años a medida que España reanude sus inversiones, al compensar el cierre de centrales eléctricas de carbón y estabilizando los precios.

Por otro lado, Moody’s explica que, al igual que sucedió en otros países de Europa, la decisión del Gobierno español de utilizar subastas competitivas para otorgar el derecho a construir nueva capacidad a los operadores privados y la caída de los costes de inversión en tecnologías renovables ha concluido en menos subvenciones. «Parte del riesgo de inversión en renovables se transfiere desde el sistema/consumidor a las empresas eléctricas/operadores, lo cual es un factor negativo para las empresas eléctricas propietarias de estos activos«, asevera la firma, al tiempo que apunta que la exposición de los operadores al riesgo de precios aumentará dado que el rendimiento de las inversiones en nuevos proyectos dependerá de la venta de energía a precios de mercado.

No obstante, Moody’s indica que las grandes compañías como Endesa o Gas Natural tienen un tamaño y una diversidad que les permite gestionar este riesgo, si bien otros operadores más pequeños puede que necesiten adoptar una estructura de capital más conservadora para poder hacer frente a esta situación. Respecto a las compañías con centrales eléctricas renovables construidas después de 2004, como Iberdrola, la firma prevé que continuarán beneficiándose de las subvenciones que han sido preestablecidas por el Gobierno, si bien, estas ayudas suponen aproximadamente el 50% de los beneficios de las renovables y comenzarán a disminuir a mediados de la próxima década, cuando los activos eólicos se acerquen al final de su vida útil regulatoria de 20 años», explica Moody’s.

Moody’s sostiene que los déficits tarifarios del sistema eléctrico en el conjunto de la Península «continúan disminuyendo», lo cual reduce el riesgo de una intervención adversa en los mercados de energía por parte del Ejecutivo. No obstante, cree que la crisis entre el Gobierno central de España y el autonómico de Cataluña puede disminuir los riesgos de intervención. «La crisis catalana incrementó la incertidumbre en el país. Sin embargo, parece más probable que los políticos desvíen su atención de las preocupaciones del mercado energético, reduciendo así la probabilidad de una intervención adversa», señala la firma.

De esta forma, Moody’s prevé que la crisis no afecte a los precios de la energía, excepto en la medida en que la incertidumbre pueda arrastrar el crecimiento de la demanda de electricidad. Asimismo, cree que debe seguir siendo de interés para Cataluña, como receptor neto de energía producida, permanecer integrado dentro del sistema energético ibérico. En 2016, esta comunidad autónoma consumió un total de 46,6 teravatios hora (TWh), lo que la consolida como la autonomía que más energía consume.

Moody’s estima que la demanda de electricidad en España crecerá a una tasa anual compuesta (CAGR) del 0,8% entre 2017 y 2022. «Estas previsiones incluyen un ligero aumento durante 2017-2018, debido a la mejora macroeconómica y a las previsiones de crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB), y un crecimiento gradual a partir de entonces, aunque a un ritmo más lento dado el arrastre acumulado de las medidas de eficiencia energética», explica. «La previsión de que la demanda de electricidad en España será mayor que en otros mercados europeos refleja el impulso económico en curso del país tras haber experimentado una recesión muy profunda», explica Moody’s.

Según apunta, estas estimaciones son muy similares a las del Ministerio de Energía, que sitúan el crecimiento de la demanda de electricidad CAGR en un 0,8% entre 2017 y 2018. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sitúa la tasa de crecimiento en el 0,7%. No obstante, no son tan optimistas como las de Iberdrola o Endesa, las cuales ven el crecimiento de la demanda en una tasa anual del 1,2%, o de Red Eléctrica, que apunta a una tasa del 1,5%.

La sequía dispara las emisiones de CO2 de la electricidad un 28,13% por el mayor peso de carbón y gas

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Europa Press.- Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) procedentes de la generación eléctrica han aumentado un 28,13% en 2017 respecto al mismo periodo de 2016, ya que a consecuencia de la sequía la energía hidráulica cayó casi a la mitad hasta el 30 de septiembre, según indicó Red Eléctrica de España.

En concreto, la energía hidráulica disminuyó un 49,5% desde el 1 de enero hasta el 30 de septiembre y cayó un 29,1% durante septiembre por la falta de agua, por lo que la demanda eléctrica en España se ha compensado con energía de carbón y de ciclo combinado de gas, que son más caras y también más emisoras de CO2.

Así, en lo que va de año (de enero a septiembre) se han emitido en el conjunto de España 52.990.411 toneladas de CO2 relacionadas con la producción de 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 2016 (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, la energía generada con carbón ha crecido un 39,5% en este año y, en la misma línea ascendente, se sitúa el ciclo combinado (gas), que ha aumentado un 42,6% en este año, 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. Además, en la actualidad se genera un 25% más de energía con carbón que hace un año y un 44% más de ciclo combinado (gas).

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 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 el mes de 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 a 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 volvió a producirse un descenso renovable de 0,5 puntos porcentuales respecto al año anterior.

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. En cuanto a la producción eólica peninsular, en septiembre llegó a 2.793 gigawatios hora, lo que supone un 4,7% más frente al mismo mes de hace un año. El máximo de generación eólica peninsular se produjo el 9 septiembre, lo que supuso un 34,1% de la generación ese día.

Finalmente, el precio final de la demanda peninsular 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 el viento en calma, ya que la demanda se está supliendo con carbón y gas que España adquiere en el exterior, lo que provoca un aumento del precio.

China controla la emisión de dióxido de azufre, que se desborda por el carbón en la India

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Europa Press.- Observaciones por satélite de la NASA revelan que la India se está convirtiendo, si no lo es ya, en primer emisor de dióxido de azufre, que produce lluvia ácida y fomenta el efecto invernadero. Aunque China y la India siguen siendo los mayores consumidores de carbón del mundo, una nueva investigación encontró que las emisiones de dióxido de azufre de China cayeron en un 75% desde 2007, mientras que las emisiones de la India aumentaron en un 50%.

«La rápida disminución de las emisiones de dióxido de azufre en China excede las expectativas y proyecciones», dice el primer autor, Can Li, investigador asociado del Centro Interdisciplinario de Ciencia del Sistema Terrestre de la Universidad de Maryland y del Centro Goddard de Vuelos Espaciales de la NASA en Greenbelt. «Esto sugiere que China está implementando controles de dióxido de azufre más allá de lo que los modeladores del clima han tenido en cuenta», añade.

China e India son los principales consumidores mundiales de carbón, que por lo general contiene hasta un 3% de azufre. La mayoría de las emisiones de dióxido de azufre de los dos países provienen de centrales eléctricas a carbón y fábricas de carbón. En particular, Pekín sufre graves problemas de turbidez debido a las muchas fábricas de carbón y las centrales eléctricas ubicadas cerca y en contra del viento. A partir de la década de 2000, China comenzó a implementar políticas como multar a quienes contaminaban, establecer objetivos de reducción de emisiones y reducir los límites de emisiones. De acuerdo con los resultados del estudio actual, estos esfuerzos están funcionando.

«Los niveles de dióxido de azufre en China disminuyeron drásticamente a pesar de que el uso de carbón aumentó en un 50% y la generación de electricidad creció en más del 100%. Esto sugiere que gran parte de la reducción proviene del control de las emisiones», explica Li. A pesar del descenso del 75% en las emisiones de dióxido de azufre de China, la calidad del aire del país sigue siendo deficiente y continúa causando problemas de salud importantes. Esto puede deberse a que el dióxido de azufre solo contribuye del 10% al 20% de las partículas de aire que causan la neblina, según Li.

Por el contrario, las emisiones de dióxido de azufre de la India aumentaron en un 50% en la última década. El país abrió su mayor central eléctrica de carbón en 2012 y todavía tiene que implementar controles de emisiones como China. «Las mayores emisiones de dióxido de azufre de India no están causando actualmente tantos problemas de salud o neblina como lo hacen en China porque las mayores fuentes de emisión no están en la zona más densamente poblada de la India. Sin embargo, a medida que la demanda de electricidad crece en India, el impacto puede empeorar», comenta Li.

Para generar un perfil preciso de las emisiones en India y China para el estudio actual, los investigadores combinaron los datos de emisiones generados por dos métodos diferentes. Primero, los investigadores recolectaron cantidades de emisiones estimadas de los inventarios de la cantidad de fábricas, plantas de energía, automóviles y otros contribuyentes a las emisiones de dióxido de azufre. Estos inventarios, a pesar de ser fuentes de datos importantes, a menudo son incompletos, desactualizados o inexactos en los países en desarrollo. La segunda fuente de datos fue el Ozone Monitoring Instrument (OMI) en el satélite Aura de la NASA, que detecta una variedad de contaminantes atmosféricos.

Lo cierto es que las plantas de carbón de China están limpiando eficientemente el SO2 de sus chimeneas de escape. Al combinar el OMI y los datos de inventario, los investigadores generaron una estimación más precisa que cualquiera de las fuentes de datos por sí solas. Los estudios publicados anteriormente proyectaron que las emisiones de dióxido de azufre de China no caerían a los niveles actuales hasta 2030 como muy pronto. «Esos estudios no reflejaban la verdadera situación sobre el terreno», asegura Li, que concluye que su estudio destaca la importancia de utilizar mediciones satelitales para estudiar la calidad del aire, especialmente en regiones donde las condiciones pueden cambiar rápidamente.

La demanda de energía eléctrica crece un 1,6% en octubre, según datos de Red Eléctrica de España

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Europa Press.- La demanda peninsular de energía eléctrica alcanzó los 20.145 gigavatios por hora en el mes de octubre, un 1,6% más que en el mismo mes del año anterior, según las últimas estimaciones de Red Eléctrica. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, el aumento fue del 0,3%. Entre enero y octubre, la demanda peninsular de energía eléctrica creció un 0,6% con respecto al mismo periodo de 2016, hasta los 209.235 gigavatios por hora.

La subida se modera al 0,9% si se tienen en cuenta los efectos mencionados. La producción de origen eólico alcanzó en octubre los 3.114 gigavatios por hora, un 31,1% más que en el mismo mes del año anterior, y supuso el 15,5% de la producción total. Asimismo, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 26,3% de la producción total de octubre, mientras que el 47,6% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten dióxido de carbono (CO2). En el conjunto del año, las fuentes renovables supusieron el 34,4% del total de energía eléctrica producida en la península.

El consumo eléctrico de las grandes empresas aumenta un 1,7% en septiembre

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Europa Press.- El consumo eléctrico de las grandes y medianas empresas aumentó un 1,7% en septiembre respecto al mismo mes del año anterior, según los datos del Índice Red Eléctrica (IRE). Desglosado por sectores, el consumo industrial creció un 2,6%, mientras que el de los servicios descendió un 0,8%. En el cálculo se han tenido en cuenta los efectos de la composición del calendario y la evolución de las temperaturas.

Según el IRE, en los últimos doce meses, el consumo eléctrico de estas empresas, corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, aumentó un 0,7% respecto al mismo periodo del año anterior. Por sectores, el consumo de la industria creció un 1,2%, frente al de los servicios que retrocedió un 1,1%. El IRE es un indicador cuyo objetivo es facilitar información sobre la evolución del consumo eléctrico del conjunto de las grandes y medianas empresas, entendidas como aquellas que tienen una potencia contratada superior a 450 kilovatios. Las medidas se recogen en más de 23.400 puntos de 13.900 empresas.

Supone 47% de la demanda

El consumo que representa el IRE supone en torno al 47% de la demanda eléctrica total, correspondiendo el resto de la demanda a consumidores residenciales y otros tipos de consumo. Comparado con septiembre de 2016, de las cinco actividades con mayor consumo eléctrico, la demanda de la metalurgia aumentó un 0,2%, la industria química un 5%, la fabricación de otros productos minerales no metálicos un 5,4%, la industria de la alimentación un 5,3% y la del papel un 0,9%. Además, otras actividades que también contribuyeron de forma importante al consumo de las grandes empresas en septiembre fueron la fabricación de productos de caucho y plásticos (6,5%) y la fabricación de material y equipo eléctrico (13,7%).

El déficit eléctrico provisional asciende a 1.453 millones de euros hasta agosto, 300 millones menos de lo previsto

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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 1.452,7 millones de euros en los ocho primeros meses del año, 300,5 millones menos de lo previsto, según la octava liquidación mensual realizada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Este desajuste inferior a lo previsto se debió, fundamentalmente, a la evolución favorable de los ingresos por peajes de acceso y cargos (113,8 millones de euros) y de la retribución adicional y específica de los sistemas extrapeninsulares, que fue 299,3 millones de euros menor de lo previsto. El consumo eléctrico registrado en la liquidación fue de 145.133 gigavatios hora (GWh), un 2,6% superior al valor promedio observado en años anteriores; mientras que los ingresos por peajes de acceso y cargos de consumidores ascendieron a 8.429,2 millones de euros, un 1,4% superiores al valor promedio histórico.

El coeficiente de cobertura registrado en esta liquidación se situó en un 85,023%, frente al 81,625% en la liquidación anterior, y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación. En cuanto a las renovables, en la liquidación del mes de agosto la CNMC ha gestionado la liquidación de 63.638 instalaciones del total de las inscritas en el Registro de Régimen Retributivo Específico del Ministerio de Energía y que tienen derecho a retribución específica.

La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada desde el 1 de enero hasta el 31 de agosto de 2017, con cargo a las liquidaciones de las actividades reguladas del sector eléctrico se elevó hasta los 4.766,71 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. Aplicado el coeficiente de cobertura, la cantidad a pagar a cuenta a los productores en la octava liquidación asciende a 668,770 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente.

Asimismo, la liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado (PGE), asciende a 45,663 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. A la fecha del cierre de la liquidación se han recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la octava liquidación asciende a 5,787 millones de euros, antes de impuestos.

En cuanto al sector gasista, el déficit registrado a cierre de agosto fue de 326 millones de euros, frente a los 329 millones de euros en el mismo periodo del año anterior. Así, teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se tiene un índice de cobertura del 82,8% de la retribución acreditada. El total de ingresos declarados por las empresas al sistema de liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ascendió a 1.732 millones de euros, un 2,2% más que en el mismo periodo del 2016, destacando el incremento de los ingresos por reserva de capacidad (+20%) y por peaje de regasificación (+31%).

Mientras, los costes liquidables del sistema ascendieron a 30 millones de euros, un 29,2% superiores a los del mismo periodo del 2016, debido principalmente al aumento del coste de adquisición del gas de operación en el Mercado Organizado de Gas. Por tanto, teniendo en cuenta los ingresos existentes, se han obtenido unos ingresos netos declarados de 1.702 millones de euros.

La retribución total fija acreditada a las empresas ascendió a 1.875 millones de euros. Por las actividades de regasificación, carga de cisternas, trasvase de GNL y puesta en frío de buques se acreditó en esta liquidación una retribución variable de 19 millones de euros. Como resultado, se obtiene una retribución total acreditada de 1.894 millones de euros, que es un 2,2% inferior a la del 2016. Por su parte, la demanda nacional de gas este año facturada hasta septiembre ascendió a 194,6 teravatios hora (TWh) incluida carga de cisternas desde plantas (7,1 TWh), lo que supone un aumento del 0,6%.

ArcelorMittal, Alcoa y AZSA aplican el servicio de interrumpibilidad eléctrica en respuesta a la orden de Red Eléctrica de España

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EFE.- Las factorías de ArcelorMittal, Alcoa y AZSA en Asturias han aplicado esta semana el servicio de interrumpibilidad, que se activa en respuesta a una orden de reducción de potencia dada por Red Eléctrica de España (REE) a los grandes consumidores acogidos a esta herramienta, principalmente la gran industria. Fuentes de ArcelorMittal indicaron que transcurrieron 24 minutos entre el aviso y el corte del suministro eléctrico.

Las mismas fuentes han indicado que en algunas instalaciones de la siderúrgica se pudo llevar a cabo una parada controlada y en otras se dispararon los interruptores y posteriormente se rearmaron. No obstante, no hubo mayores incidencias y el rearranque fue produciéndose gradualmente sin impacto significativo. Por su parte, la metalúrgica AZSA ha indicado que REE decidió pedir la interrumpibilidad como medida cautelar para garantizar el suministro de energía de la zona central de Asturias. Además, fuentes sindicales han señalado que el corte por interrumpibilidad también ha afectado a la fábrica de la aluminera Alcoa. Todas las fuentes apuntan a una posible avería en la red eléctrica, en Aboño, como posible causante de la incidencia.

La demanda de electricidad cae un 3% en septiembre

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Europa Press.– La demanda estimada de energía eléctrica en la Península Ibérica ha alcanzado los 21.200 gigavatios hora (GWh) en septiembre, lo que representa una caída del 3% con respecto a la del mismo mes del año pasado, según indicó Red Eléctrica de España. 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 descendió un 1,5% con respecto a septiembre del 2016.

Por tecnologías, la producción de origen eólico en septiembre alcanzó los 2.764 GWh, un 7% superior a la del mismo mes del año pasado, y el 15% de la producción total, mientras que las fuentes de generación que más han aportado durante el mes han sido la nuclear (24,9%) y los ciclos combinados (17,1%). El carbón cubrió el 14,7%, la cogeneración el 11,9%, la hidráulica el 6%, la solar fotovoltaica el 3,9% y la solar térmica el 3,9%. En el mes de septiembre, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 30,3% de la producción. Mientras, el 54,9% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO2.

En los primeros nueve meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 189.236 GWh, un 0,6% más que en el 2016. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica ha aumentado un 1% respecto a la registrada en el año anterior. En lo que va de año, el 23,5% de la generación ha procedido de la nuclear, el 19,1% de la eólica, el 16,4% del carbón, el 12,3% de los ciclos combinados, el 11,6% de la cogeneración, el 8,3% de la hidráulica y el 3,5% de la solar fotovoltaica.