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Los tranvías del área metropolitana de Barcelona recibirán energía 100% verde suministrada por Endesa

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Europa Press.- Los tranvías, las instalaciones, los vehículos eléctricos y todos los equipamientos que dependen de Tram, operador de las redes de tranvía que circulan por el área metropolitana de Barcelona, recibirán energía 100% verde este año debido a la renovación del acuerdo de suministro con la empresa eléctrica Endesa. Según Tram, el origen renovable se garantiza a través de un certificado oficial que asegura que el consumo energético proviene de fuentes hidráulicas, plantas fotovoltaicas, energía geotérmica y de cogeneración de alta eficiencia.

En un año, desde Tram necesitan la energía equivalente al consumo anual de unos 4.200 hogares de Cataluña. Sin embargo, al tratarse de un vehículo de tracción eléctrica total, contribuye a la mejora de la calidad de vida de las personas ya que no contamina como lo hace cualquier otro vehículo con motor de combustión. El Estudio de Satisfacción de Viajeros, realizado por Tram a lo largo del 2017, constata que la mayoría de los usuarios responden que el transporte público tiene un impacto positivo en el medio ambiente. En general, en un 84,9%, los viajeros están preocupados por la contaminación y el medio ambiente.

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.

Nadal rechaza cerrar por completo el parque nuclear porque es una energía que no emite CO2 y abarata los precios

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Europa Press.- El ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, rechaza el cierre de todas las centrales nucleares españolas y defiende que se trata de una energía que no emite CO2 y abarata los precios del mercado para el país.

Así lo ha señalado durante su intervención en la Comisión de Energía del Congreso, en donde ha reconocido que, a partir de 2020, habrá que «empezar a tomar decisiones» sobre el cierre de centrales. Lo que ha señalado es que si las medidas tomadas son «cerrar, cerrar, cerrar», para 2025 «no habrá ninguna nuclear», una situación con la que dice discrepar. «Si se cierran tendremos una diferencia enorme en el precio de la electricidad», ha señalado el ministro, quien ha apuntado que, debido a su posición, sus intereses pasan por velar por este aspecto. En este sentido, ha indicado que la nuclear no «nos interesa para recaudar», sino «para abaratar».

Preguntado por el decreto para fijar las condiciones para el cierre de centrales eléctricas, Nadal ha precisado que supondría un mecanismo a través del que la política pública puede decidir el final de las centrales y no sea una decisión de las empresas. El ministro también se refirió al proyecto de explotación del yacimiento de uranio de Retortillo (Salamanca) sobre el que están esperando aún informes, en concreto el que debe emitir en Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), y «si está limpio su informe» se dará por bueno el proyecto y se decidirá si se pone o no en funcionamiento.

Subida del 10% del recibo

La factura de la luz cerró 2017 con una subida para un consumidor medio en torno a un 10% con respecto al ejercicio anterior, según las estimaciones que expuso el ministro. Es un ejercicio marcado por la menor aportación de las centrales hidráulicas y de los parques eólicos, las tecnologías más baratas, y el mayor uso para generación eléctrica del gas natural y el carbón, combustibles más caros y que, además, han incrementado su precio, Nadal estimó un recibo final para ese consumidor tipo (con una potencia contratada de 4,4 kW y 3.900 kWh de consumo anual) de 835 euros en el conjunto del año.

Este importe final vinculado a electricidad por el consumidor representa 76 euros más de los que destinó a pagar su recibo de la luz en 2016, año marcado por una mejores condiciones climatológicas que hizo que la participación de la hidráulica y las renovables fuera mucho mayor.En enero, en plena ola de frío que disparó los precios de la electricidad en el mercado mayorista, el conocido como pool, a un máximo tras otro, Nadal ya estimó que el recibo final de la luz de 2017 podría ser en torno a 100 euros más caro con respecto al año pasado.

No obstante, estos 835 euros estarían por debajo (-1,8%) de lo que supuso el recibo de la luz para el consumidor en el año 2015, un año más comparable con este 2017, debido a que 2016 fue un año de condiciones climatológicas excepcionalmente buenas.Nadal defendió que las mejoras introducidas en el sistema eléctrico han permitido que se puedan «resistir mejor» las puntas de precios que el resto de países de Europa cuando han surgido problemas, como con las nucleares francesas.No obstante, el ministro de Energía indicó que solo se acabará con las diferencias de precios de la electricidad con el resto de Europa «cuando se tengan más interconexiones».

Posteriormente, Nadal reconoció que la previsión de precios de 2017 fue «mejorando» según avanzó el año y se «fue modulando». «Acabaremos en una situación mejor que teníamos a principios de año», añadió.Respecto al comportamiento de los precios de la electricidad para 2018, se mostró «relativamente optimista», aunque destacó que dependerá de la climatología y los precios de los hidrocarburos.

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.

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

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

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

La oferta en renovables se concentrará empresarialmente más tras las subastas celebradas este año, según DBK

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EFE / Europa Press.- Las recientes adjudicaciones de nueva potencia renovable, una buena parte de ella repartida en grandes lotes, “incrementará el grado de concentración de la oferta” en los próximos años, según un estudio de DBK Informa. El informe señala que las adjudicaciones de potencia que se han hecho en las recientes subastas para nuevas instalaciones de energía renovable contribuirán a “modificar a medio plazo la estructura competitiva” del sector, en el que ya hay una concentración elevada en los segmentos de energía solar termoeléctrica y eólica.

En 2016 las diez primeras empresas con más potencia instalada de energías renovables (eólica, solar fotovoltaica y solar termoeléctrica) concentraron el 57% de la potencia renovable total. La concentración es más elevada en el segmento de la energía solar termoeléctrica, con un 73% de la potencia total instalada en manos de las 10 primeras empresas, y en la eólica, con un 70%, mientras que el de energía solar fotovoltaica, que es el más atomizado, suponen el 13% del total. En las subastas celebradas en 2016 y 2017 se han adjudicado 8.037 megavatios (MW) de nueva potencia de energías renovables, lo que reactivará la promoción de nuevas plantas de energías renovables.

La firma señala que 2016 se cerró con 32.486 MW de potencia instalada de energías renovables en España, un 0,2% más que en 2015, dentro de la tendencia de bajo crecimiento que ha habido últimamente. Las instalaciones de energía eólica suponían al finalizar 2016 el 70,1% de la potencia instalada; las de solar fotovoltaica, el 14,2%, y las de termoeléctrica, el 7%; mientras que el resto, un 8,7%, se repartía entre instalaciones hidráulicas de régimen especial y plantas de biomasa.

En España había en funcionamiento 1.359 parques eólicos, con una potencia total de 23.026 MW, y 61.386 plantas de energía solar fotovoltaica conectadas a la red, que sumaban 4.674 MW, un 0,3% más que en 2015. El número de instalaciones de energía solar termoeléctrica se viene manteniendo estable desde 2013 y al finalizar 2016 existían 51 centrales con una potencia total instalada de 2.300 MW.

A pesar del crecimiento del 0,2% que hubo en la potencia renovable instalada, los ingresos por la venta de energía eólica y fotovoltaica cayeron un 9,3% con respecto a 2015, hasta los 7.069 millones de euros. La facturación del negocio solar fue de 4.212 millones de euros (2.739 millones en fotovoltaica y 1.473 en termoeléctrica) y el del eólico de 2.857 millones. La mayor caída en los ingresos por venta de energía fue para la eólica, con un descenso del 15,9%, mientras que la facturación de la fotovoltaica y de la termoeléctrica disminuyó un 4,3%.

El beneficio semestral de la francesa EDF se reduce un 3,7% por el parón nuclear de principios de año

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EFE.- La eléctrica pública francesa EDF anunció que sus beneficios en los seis primeros meses del año fueron de 2.000 millones de euros, un 3,7% menos que en 2016, una reducción que se explica por el parón nuclear y por las condiciones climáticas desfavorables. Las autoridades de control nuclear francesas impusieron a EDF controles en varios de sus reactores, lo que motivó su parón y una reducción del 4% de su producción.

Además, las pocas lluvias caídas causaron una reducción de más del 16% de la producción hidráulica en Francia, a lo que se sumó la reducción de los precios de la electricidad en el Reino Unido, su principal mercado exterior. El resultado bruto de explotación cayó un 21,8%, hasta los 6.696 millones de euros. Pero el beneficio fue maquillado por la plusvalía de 1.300 millones generada por la cesión de su participación del 49,9% de la red de transporte eléctrico RTE.

El grupo señaló que los resultados están en la línea de lo esperado, por lo que confirmó sus objetivos, gracias a la aplicación de su plan de ahorros, que les llevó a alcanzar 225 millones de recortes en el periodo. EDF prevé una nueva bajada de su Ebitda para moverse entre los 13.700 millones y 14.300 millones, antes de que en 2018 vuelva a progresar hasta los 15.200 millones, gracias al retorno a la actividad de los reactores en Francia.

El carbón contuvo la subida de la luz en junio, marcado por la sequía, el calor y la escasez nuclear

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Europa Press / EFE.- Mientras Carbunión, la patronal del carbón, ha pedido al Gobierno «medidas decididas de apoyo» al sector para que el carbón nacional siga jugando un papel destacado en la generación eléctrica, cabe destacar que el carbón fue la fuente de energía más competitiva el pasado junio, con precios de oferta que se situaron en los 45 euros por megavatio hora (MWh), mientras que las energías renovables ofertaron en torno a los 49 euros por MWh, según un informe del Grupo ASE.

Según el Grupo ASE, este hecho demuestra que «más energía verde no garantiza precios más competitivos» ya que el coste de oportunidad es el que marca el precio del pool. Así, el mayor protagonismo de las materias primas fósiles evitó un repunte mucho mayor del precio eléctrico, dada la debilidad de las commodities en sus respectivos mercados (Brent, gas, carbón, CO2). Además, las importaciones de electricidad de Francia contribuyeron a contener el precio del pool.

El pool eléctrico de junio cerró con 50,22 euros por MWh, dejando el precio de la luz en el mercado mayorista un 29,1% más caro que hace un año y un 6,6% más que hace un mes. Según el estudio, esta prolongación de la tendencia alcista de los últimos meses la ha provocado el fuerte tirón de la demanda, que se ha elevado un 7,1% debido a las altas temperaturas.

También incidió la reducción de la oferta nuclear, ya que las centrales de Ascó I y Trillo estuvieron desconectadas gran parte del mes por recarga. Además, como ha venido ocurriendo últimamente, las reservas hidráulicas se encuentran en mínimos. Así, el hueco térmico dejado por la oferta hidráulica y nuclear para responder a la demanda, más elevada por el calor, lo han aprovechado el carbón y el gas, que aumentan su producción un 108% y 71% respecto a hace un año.

Carbunión pide medidas al Gobierno

En concreto, Carbunión mira a los plazos de devolución de ayudas para las empresas que quieran continuar su actividad y a eventuales incentivos, aunque no sean los recogidos en el Marco del 2013. «Es necesario que la sensibilidad mostrada hasta ahora por este Gobierno y las palabras en defensa del carbón como elemento importante dentro del mix de generación eléctrica se materialicen en medidas decididas de apoyo», subraya la patronal.

Según Carbunión, el carbón nacional «debe tener un papel importante» en la etapa de transición hacia un nuevo modelo energético bajo en emisiones «por su singularidad como único combustible autóctono», por su papel como moderador de los precios en el mercado eléctrico y por su apoyo a la seguridad del suministro. Para Carbunión, tras un «nefasto» 2016, 2017 se presenta «algo más esperanzador” ya que la escasez de lluvia y viento y el aumento de la demanda de electricidad hace que la participación del carbón en el mix sea mayor, alcanzando un 16,7%, frente al 8,3% de hace un año.

España se convirtió en 2016 en importador neto de electricidad por primera vez desde 2003

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Europa Press.- El sistema eléctrico español cerró 2016 con un saldo importador neto, lo que no ocurría desde 2003, según indica Red Eléctrica de España (REE) en el Informe del sistema eléctrico español 2016, en el que cifra en 7.660 gigavatios hora (GWh) la posición final compradora.

Durante el ejercicio, el volumen de energía negociada a través de los programas de intercambio con otros países se situó en 33.032 GWh, un 41,7% superior al del 2015. Las exportaciones aumentaron un 8,2%, hasta 12.686 GWh, mientras que el incremento de importaciones fue del 75%, hasta 20.346 GWh. El informe del gestor de la red eléctrica también muestra que la demanda de electricidad mantuvo en 2016 su tendencia de crecimiento por segundo año consecutivo, al incrementarse un 0,7% con respecto a 2015, hasta 265.009 GWh. Por regiones, la demanda de energía eléctrica experimentó un crecimiento generalizado en todas las comunidades autónomas, salvo en Cataluña, País Vasco, Cantabria y Melilla.

El máximo de potencia instantánea peninsular de este año se registró, por primera vez, en el periodo de verano, concretamente el 6 de septiembre a las 13.32 horas, momento en el que la demanda alcanzó los 40.489 MW, apenas un 0,6% inferior al máximo del año anterior registrado en febrero, pero aún alejado del histórico de 45.450 MW del 2007.

En cuanto al consumo de las grandes empresas, cuya evolución REE analiza a través del Índice de Red Eléctrica (IRE), se produjo una disminución del 0,8% con respecto a 2015, una vez tenidos en cuenta los efectos de la composición del calendario y la evolución de las temperaturas. Por sectores, el IRE industrial, que representa alrededor del 30% de la demanda, registró un descenso del 0,9%, mientras que el sector servicios, que supone cerca del 13%, disminuyó un 1,1%, una vez corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas.

Aumenta la generación de renovables

La producción renovable mantuvo un papel destacado en el mix de generación del sistema eléctrico peninsular, ya que alcanzó el 40,8% del total, una participación superior a la que obtuviera en el 2015, en el que alcanzó el 36,9%. Este dato ha sido posible, principalmente, por el crecimiento del 25,5% de la producción hidráulica y por el descenso de la generación con carbón, cuya producción fue un 30,9% inferior a la del 2015, indica REE.

Este aumento de la participación renovable en el mix de generación peninsular se ha traducido en un descenso en las emisiones de CO2 a nivel nacional derivadas de la generación eléctrica hasta alcanzar el nivel más bajo en los últimos 10 años. Concretamente, el nivel de emisiones derivadas de la producción eléctrica se situó en 63,5 millones de toneladas, valor un 18,3% inferior al registro del 2015, y un 43,1% menor que el del 2007.

La nuclear, con un 22,9% de la producción, ha sido la primera tecnología de generación peninsular en 2016, seguida de la eólica (19,3%) la hidráulica (14,6%) y el carbón (14,4%), mientras que el restante 28,8% de la generación se repartió entre los ciclos combinados (10,5%), la cogeneración (10,4%), la solar (5,2%) y residuos y otras renovables (2,7%), con valores similares a los del año anterior.

A 31 de diciembre del 2016, el sistema eléctrico español sumaba una potencia instalada de 105.279 MW, un 0,8% inferior a la del 2015. Este descenso se corresponde casi en su totalidad con la baja en el mercado de producción de 5 instalaciones de carbón que suman conjuntamente 932,2 MW, lo que supone respecto al 2015 un descenso del 8,5% de la potencia instalada con carbón. Durante el año 2016 se pusieron en servicio 674 kilómetros de nuevas líneas eléctricas, con lo que la red nacional alcanza al finalizar el año un total de 43.800 kilómetros y 5.609 posiciones. Por su parte, la capacidad de transformación asciende a 85.144 MVA.

La potencia instalada de renovables en el mundo aumenta un 9% en 2016 gracias a la fotovoltaica y la eólica

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Europa Press.- La potencia instalada de energías renovables en el mundo ascendió a 2,01 millones de megavatios (MW) en 2016, lo que supone un incremento del 9% con respecto al ejercicio anterior fruto de la incorporación de un volumen récord de nueva capacidad equivalente a 161.000 MW. En concreto, la energía solar fotovoltaica representa casi el 47% de la capacidad añadida, seguida por la energía eólica, con un 34%, y de la energía hidráulica, cuyo peso sobre el total equivalió al 15,5%.

Estos datos aparecen recogidos en el Informe 2017 sobre la situación mundial de las energías renovables (GSR por sus siglas en inglés), publicado por REN21 y recogido por la Fundación Renovables, que lamenta el «parón» sufrido por las tecnologías verdes en España. El informe muestra que las energías renovables se están convirtiendo en la opción más barata. Asimismo, la Fundación Renovables indica que la imperiosa necesidad de tener una carga base es «un mito» y considera que «no es una sorpresa que exista un incremento en el número de países que han logrado manejar con éxito los picos que se acercan o sobrepasan el 100% de la generación de electricidad a partir de fuentes renovables».

El informe muestra que las innovaciones y nuevas soluciones en las tecnologías de almacenamiento van a proporcionar cada vez más flexibilidad al sistema eléctrico. En 2016, cerca de 800 MW de nueva capacidad avanzada de almacenamiento de energía entraron en operación, lo que finalmente arrojó un total estimado de 6.400 MW. Al valorar la situación en España, la Fundación Renovables expresa su «preocupación porque no se estén poniendo las bases para un cambio en 2017» y lamenta el «mal diseño de la subasta» de renovables.