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El descenso de la generación eólica y nuclear lleva al mercado ibérico (MIBEL) a ser el único europeo al alza

Redacción.- Los precios del mercado ibérico de electricidad (MIBEL) han subido entre el 13 y el 16 de mayo respecto a los primeros cuatro días de la semana pasada, volviendo a ser protagonista en Europa, donde el resto de los mercados más importantes de electricidad han bajado los precios en el mismo período. Según el análisis realizado por AleaSoft, el descenso de la producción eólica y nuclear son las causas fundamentales de la subida del MIBEL.

El precio promedio del mercado MIBEL de España y Portugal entre el 13 y el 16 de mayo ha sido de 51,18 €/MWh, alrededor de un 8% más alto que el de los días homogéneos de la semana pasada. Entre los mercados eléctricos más importantes de Europa, el ibérico es el único en el que han subido. AleaSoft ha analizado las causas fundamentales de esta subida del precio en MIBEL y apunta al descenso de la producción eólica en la Península Ibérica, de un 26% respecto a la semana pasada, y a la disminución de la producción nuclear debido a que actualmente las centrales nucleares Ascó II y Trillo están paradas por recarga de combustible.

La parada de estas centrales ha provocado una disminución de la producción nuclear de un 16%. La parada programada por recarga de combustible de la central nuclear de Trillo comenzó el pasado viernes 10 de mayo y se espera que vuelva a entrar en funcionamiento el próximo 9 de junio, mientras que la de Ascó II debe volver a funcionar el 31 de mayo. La demanda eléctrica retrocedió ligeramente, un 0,2% durante estos días en la España peninsular, respecto a los días homogéneos de la semana pasada. En AleaSoft se espera que la semana próxima la demanda eléctrica aumente ligeramente respecto a la semana actual.

La producción solar, que comprende la tecnología fotovoltaica y la termosolar, en los tres primeros días de la semana ha aumentado un 46% respecto a la media de la semana anterior. Según AleaSoft, la semana próxima se notará una caída en la producción solar respecto a los valores de esta semana. Asimismo, en los primeros tres días de esta semana del 13 de mayo, la producción hidroeléctrica se ha mantenido similar a los días homogéneos de la semana pasada. Las reservas hidroeléctricas se sitúan en el 53% de la capacidad total, según los datos del Ministerio para la Transición Ecológica.

Bajan los mercados eléctricos europeos

Por el contrario, en el resto de mercados de electricidad de Europa los precios han bajado esta semana, entre el 3,3% del mercado Nord Pool de los países nórdicos y el 11% del mercado EPEX SPOT de los Países Bajos. El incremento de la producción eólica en Francia, de un 47% respecto a la semana pasada, y de la producción solar en Alemania, de un 45% en el mismo período, son factores que han favorecido la disminución de los precios.

Los mercados europeos continúan distribuidos en dos grupos según su precio. En el grupo de mercados con precios más altos se encuentran el mercado N2EX de Gran Bretaña, que esta semana ha estado entre los 45 €/MWh y los 50 €/MWh, y los mercados MIBEL y el IPEX de Italia con precios superiores a los 50 €/MWh la mayor parte de esta semana. En el grupo con precios de mercado más bajos, en torno a 40 €/MWh, se encuentran el mercado Nord Pool y los mercados EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos.

Los futuros de electricidad de España en los mercados EEX y OMIP para el tercer trimestre de 2019 y para el año 2020, esta semana han estado por encima de los 55 €/MWh, con una ligera tendencia decreciente, fundamentalmente en el mercado EEX que en la sesión del 15 de mayo bajó un 2,1% respecto a la sesión del 10 de mayo para el caso del próximo trimestre, y un 0,7% para el caso de los futuros del año próximo.

Los futuros de Portugal para el próximo trimestre y año en el mercado OMIP también tuvieron una tendencia decreciente los dos primeros días de esta semana, pero en la sesión del miércoles subieron hasta alrededor de los 56 €/MWh, valores que representan un incremento respecto a la sesión del viernes de la semana pasada de un 0,9%, para el caso del futuro trimestral analizado, y de un 0,5% para 2020.

Los futuros de Francia y Alemania en el mercado EEX para el próximo trimestre cerraron el miércoles en 43,14 €/MWh y 42,68 €/MWh, valores que representan una disminución respecto al viernes de la semana anterior de un 3,3% y de un 2,4% respectivamente. Los futuros para el año próximo de estos dos países durante los primeros dos días de la semana tenían una tendencia decreciente, pero en la sesión de este miércoles subieron, lo que hizo que se situaran en valores similares a los de la semana pasada, de 52,21 €/MWh para el caso de Francia y de 48,82 €/MWh en el caso de Alemania.

El Plan de Energía y Clima de España es el mejor valorado de la UE por la European Climate Foundation

Redacción.– Las economías con 0 emisiones netas no se producirán por casualidad, asegura la European Climate Foundation: “se requerirá un enfoque y una planificación dedicados, con una mirada clara al objetivo final”. En este sentido, esta organización ha destacado el trabajo realizado para España por el Ministerio para la Transición Ecológica, un plan que obtiene 52,4 puntos sobre los 100 máximos.

A juicio de la European Climate Foundation, los Planes Nacionales de Energía y Clima (PNIEC) representan una oportunidad para que los Estados miembros de la Unión Europea puedan trazar sus próximos pasos en el camino hacia un futuro seguro para el clima y ​​para cosechar los beneficios económicos y sociales que vienen aparejados. Los PNIEC claros y sólidos pueden servir como reclamos para grandes y pequeños inversores e involucrar a las partes interesadas en su desarrollo, además de indicar donde se necesitarán esfuerzos adicionales. Sin embargo, los proyectos de PNIEC presentados por los Gobiernos tienen una gran necesidad de mejora.

Estos son los resultados de un nuevo informe encargado por la European Climate Foundation y realizado por Ecologic Institute y Climact. Forma parte de la serie Net-Zero 2050, una iniciativa de la European Climate Foundation con contribuciones de un consorcio de expertos y organizaciones. Este informe evalúa todos los proyectos de PNIEC presentados a la Comisión Europea y los califica de acuerdo con 3 variables: el nivel de ambición, el nivel de detalle de las políticas y medidas descritas así como la calidad e inclusividad de su proceso de redacción.

Según el ranking, España es el país que obtiene mayor puntuación con 52,4 puntos sobre 100. El PNIEC elaborado por el Ministerio para la Transición Ecológica es el más ambicioso de la Unión Europea. La ambición de los planes representa 45 puntos como máximo y España es el país que más puntuación obtiene, con 21,1 puntos, gracias a su hoja de ruta para alcanzar la descarbonización en 2050 y sus objetivos de 2030 de energías renovables, aunque sus objetivos de reducción de emisiones de gases invernadero para 2030 no parece coherente con el objetivo a largo plazo. Donde España obtiene un 0 rotundo es en la ambición de sus objetivos de eficiencia energética para 2030.

En cuanto al nivel de detalle de sus políticas, España ocupa el segundo lugar tras Grecia como país con mejor PNIEC en este sentido y logra 30,7 puntos sobre los 45 máximos. En este apartado se valora la concreción con la que el Ministerio para la Transición Ecológica aborda la consecución de los objetivos de eficiencia energética, energías renovables y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Aprueba también las medidas de corte financiero y de apoyo a las inversiones mientras que aún tiene que mejorar España a la hora de acabar con las subvenciones a los combustibles fósiles y en sus planes para disminuir el uso de carbón.

Donde España no ha obtenido una buena puntuación es en la calidad e inclusividad de su proceso de redacción. En este apartado España ha estado por debajo de la media comunitaria y apenas ha obtenido un 0,6 sobre 10. Nuestro país amerita un suspenso al no tener en cuenta la participación de los agentes llamados a estar involucrados en la implementación del PNIEC, entregar el documento con retraso y con la ausencia de algunos apartados importantes como la cooperación regional.

Tras el liderazgo de España, el segundo PNIEC mejor valorado es el de Francia, con un 47%. A estos dos países les siguen Grecia (44%) y Suecia (43%). El plan climático de Eslovenia es el último con un 3%, con Eslovaquia (12%) y Alemania (12%) por delante. La puntuación media para el bloque de la Unión Europea es del 29%.

Esta evaluación encuentra que, si bien los proyectos de planes climáticos nacionales indican que los países están tomando medidas hacia la acción climática para 2030, todavía no cumplen con las ambiciones establecidas por los legisladores de la Unión Europea y el Acuerdo de París. Los problemas recurrentes incluyen planes limitados para la eliminación de los subsidios al carbón y los combustibles fósiles, pocas indicaciones sobre las inversiones necesarias, demasiado uso de biomasa insostenible, consulta pública inadecuada y falta de esfuerzos explícitos para desechar los planes de la meta de 2050. Así, el informe identifica varias buenas prácticas en los planes preliminares que los responsables políticos nacionales y de la Unión Europea pueden inspirar y replicar.

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.

El precio de los carburantes de automoción subió un 1,91% en el mes de abril, 1,31 euros más por depósito

Javier Angulo / Agencias.- El precio de la gasolina y del gasóleo prosigue con su escalada después de subir de media un 1,91% en el mes de abril, lo que supone un gasto de 1,31 euros más de media por cada llenado de depósito, según los datos del Boletín Petrolero de la Unión Europea. Para el cálculo de estos datos se tuvo en cuenta las mayores ventas en España de gasóleo que de gasolina, según la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores).

En concreto, el precio medio del litro de gasolina en el mes de abril ha encadenado una nueva subida tras repuntar un 4,68%, para situarse en los 1,331 euros frente a los 1,271 euros de media del mes de marzo. Por su parte, el litro de gasóleo encadena una nueva subida tras repuntar un 1,3%, con un precio de 1,244 euros, frente a los 1,228 euros del mes de marzo. Ambos carburantes entraron a principios de año en una tendencia alcista con la que rompían una espiral a la baja que había llevado a un abaratamiento del 13% de la gasolina y de más del 12% del gasóleo desde los máximos que alcanzaron en octubre.

Con los precios medios de abril, el llenado de un depósito medio de gasolina de 55 litros cuesta 73,21 euros, 3,3 euros más que los 69,91 euros que costaba en el mes de marzo, mientras que en el caso del gasóleo asciende a 68,42 euros, unos 0,88 euros más que en el mes de marzo. La subida en los precios de los carburantes desde principios de año viene acompañada de un incremento en los precios de la cotización del petróleo.

Los carburantes son más baratos en España que en la media de la Unión Europea y la zona euro, donde el precio medio de venta al público del litro de gasolina se sitúa en 1,455 euros y 1,499 euros, respectivamente, mientras que el litro de gasóleo cuesta de media 1,364 euros en la Unión Europea y 1,358 euros en la eurozona. El menor nivel de precios finales con respecto a los países del entorno se debe a que España, pese a las subidas del IVA, a los mayores impuestos y a los gravámenes al biodiésel, cuenta con una menor presión fiscal que la media comunitaria.

Ingenieros Industriales piden al Gobierno un calendario en el PNIEC que garantice la estabilidad de precios en el suministro eléctrico

Europa Press.- El Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid (COIIM) pide al Gobierno que añada al borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) un calendario «planificado y consensuado con todos los sectores» que garantice la continuidad del suministro eléctrico y unos precios estables.

En este contexto, se ofrece al Ejecutivo para plantear alternativas que presenten mejores perspectivas de ser ejecutadas en los plazos previstos, iguales o mejores resultados en cuanto a costes y reducción de emisiones y menores riesgos de suministro. Para el colegio profesional los plazos del PNIEC son «muy ambiciosos» ya que el ritmo anual de implantación de generación eólica y solar que sería necesario «multiplica por cuatro» el del periodo de mayor crecimiento del sector.

El borrador del plan aprobado por el Gobierno el 22 de febrero y remitido a la Unión Europea contempla una «ambiciosa» transformación del sistema energético a través de la reducción de emisiones, la eficiencia energética y potenciar las energías renovables con una inversión de 236.000 millones de euros hasta 2030, lo que supone unos 23.600 millones de euros anuales, de los que el 80% será asumida por el sector privado.

El plan incluye también la disminución en un 25% de la cogeneración con gas natural, prevé el cierre de 9 centrales de carbón en 2020 y otras 5 antes de 2030 y el cierre de 4 centrales nucleares entre 2025 y 2030 y otras 3 entre 2030 y 2035. Otros aspectos del plan incluyen un importante cambio en la movilidad que plantea pasar de los 58.000 vehículos eléctricos actuales a los 5 millones en 2030.

Se necesitan renovables y almacenamiento

A este respecto, el COIIM pide este calendario “planificado y consensuado con todos los sectores» porque en función del ritmo real de cierre sería necesario sustituir entre 2020 y 2030 los 80.081 gigawatios hora al año, que dejarán de generar las centrales de carbón y las nucleares. Las nucleares proporcionan en torno al 21% de la electricidad sin emisiones de CO2. De este modo, advierten al Gobierno de que ese plan de cierre «solo sería viable» si se añaden 65.456 megawatios de generación eólica y solar, incluida la fotovoltaica y la termosolar hasta 2030 en los plazos previstos, «con suficiente capacidad» de sistemas de almacenamiento y respaldo, tanto de corta duración como de carácter estacional.

De acuerdo con los cálculos realizados por los ingenieros, el ritmo anual de instalación debería ser de 5.950 megawatios al año, lo que equivale a casi cuadriplicar la instalación en los años de mayor crecimiento (periodo entre 1998 y 2011), cuando el ritmo era de 1.600 MW/año. En cuanto a las cifras de inversión, el colegio profesional asegura que en la actualidad la inversión total al año del sector industrial en España es de 23.000 millones de euros, lo que supone el 1,9% del PIB. El nivel de inversión del sector de producción eléctrica representa el 0,3% del PIB, 3.630 millones de euros al año.

Sin embargo, la inversión anual total propuesta en el PNIEC es de 23.600 millones de euros, una cifra que en el plan para renovables, redes y electrificación es de 14.348 millones, lo que también multiplica por 4 la inversión anual del sector eléctrico. En este contexto, advierte de que el hecho de no abordar estas inversiones podría incrementar el riesgo de incumplimiento y multa por parte de la Unión Europea.

Por otro lado, además de las medidas indicadas, el Colegio ve «interesantes» otras acciones como actualizar tecnológicamente las plantas renovables existentes, aumentar las interconexiones con el resto de Europa y África, instalar nuevos bombeos en centrales hidroeléctricas existentes o repotenciarlas, aumentar la eficiencia energética de los procesos en la industria, transporte y edificación, con mejoras del aislamiento y los sistemas de climatización o la producción distribuida para favorecer la autogeneración.

NextEra reclama 291 millones a España tras fallar a su favor el Ciadi por el recorte a las energías renovables

Europa Press.- España sufrió un nuevo revés ante la Corte Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), dependiente del Banco Mundial, por los recortes a las renovables, con un fallo a favor de la estadounidense NextEra Energy. El fallo concluye que España «incumplió con su obligación en virtud del Tratado de la Carta de la Energía de 1994 de brindar un trato justo y equitativo al no proteger las expectativas legítimas de la compañía sobre las cuales decidieron sus inversiones».

NextEra estima que, según las reglas para fijar los daños por los que debe ser compensada, debe ser indemnizada con 291 millones de euros, más intereses antes y después del juicio, basados en la rentabilidad del bono español a 5 años. NextEra inició en 2014 el arbitraje contra España. NextEra invirtió en dos plantas termosolares en Extremadura con una capacidad de 49,9 megavatios (MW). NextEra subraya que existen motivos por los cuales España puede tratar de anular la decisión, por lo que deberá buscar «la ejecución de la decisión a través de procedimientos legales adicionales».

En total, España suma 33 demandas de arbitraje de inversiones ante el Ciadi relacionadas con las reformas energéticas de las renovables. La última de ellas fue presentada a finales de febrero por el grupo Canepa Green Energy. El Ciadi ya ha fallado hasta en 3 ocasiones anteriores a favor del demandante. En concreto, en los casos de Masdar, perteneciente al fondo soberano de Abu Dhabi Mubadala, reconociéndole una indemnización de 64 millones de euros; Eiser Infraestructure, condenando a España a pagar 128 millones de euros más intereses; y el fondo Antin, con el pago de una indemnización de 112 millones.

No obstante, en los tres casos la ejecución de los laudos no se ha llevado a cabo, ya que se encuentran recurridos por el Gobierno español en procedimiento de anulación, en el caso de Eiser, o en periodo de solicitud de rectificación, en las demandas de Masdar y Antin. Además, el Estado español ha sufrido 2 reveses más: la danesa Athena Investments comunicó que había ganado un laudo contra España ante el Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo (SCC), que le favorecía con una indemnización de 11 millones; Asimismo, el tribunal sueco también reconoció el pago de 53 millones a la firma NovEnergia por los recortes a las renovables, aunque posteriormente suspendió la ejecución del laudo.

La resolución de estos procesos en contra del Estado está en el aire ya que la Comisión Europea respaldó a España en este frente abierto por los arbitrajes de las renovables, al considerar que al haberse iniciado por inversores de otros Estados de la Unión Europea era una situación contraria al Derecho de la Unión. Asimismo, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TUE) falló que la cláusula de arbitraje incluida en el acuerdo entre Eslovaquia y Países Bajos sobre la protección de inversiones no era compatible con el Derecho de la Unión Europea.

Este fallo abría una vía favorable para España en el conflicto con los fondos de inversión extranjeros por las renovables, aunque no definitiva, ya que muchos de los arbitrajes de inversión se han iniciado al amparo de la Carta Europea de la Energía. Anteriormente, España había ganado una demanda presentada por Isolux, mientras que también decayó la demanda de 6 millones de Solarpark Management, que había denunciado ante el SCC.

Las reclamaciones de los inversores extranjeros en tribunales internacionales de arbitraje por estos recortes a las renovables ascienden a más de 8.000 millones de euros. Entre todas estas demandas presentadas, destaca la interpuesta por el conglomerado The PV Investors ante la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (Uncitral), que asciende a 1.900 millones de euros, casi una cuarta parte de toda la cantidad demandada a España.

Bruselas apremia a España y otros países a enviar sus planes de control de la contaminación atmosférica

Europa Press.- La Comisión Europea ha pedido a España y otros 14 países de la Unión Europea que entreguen sus programas nacionales de control de la contaminación atmosférica, que las capitales debían haber remitido a las autoridades europeas como muy tarde el pasado 1 de abril, según explicaron fuentes comunitarias.

Además de España, el Ejecutivo comunitario todavía no tiene los programas de Francia, Alemania, Polonia, Bulgaria, Chipre, República Checa, Grecia, Hungría, Lituania, Malta, Rumanía, Eslovaquia, Eslovenia y Luxemburgo. Sí que los han entregado, por contra, Austria, Irlanda, Países Bajos, Croacia, Letonia, Portugal, Dinamarca, Italia, Suecia, Bélgica, Reino Unido, Estonia y Finlandia. En cualquier caso, sólo estos últimos tres países cumplieron el compromiso de enviar sus documentos antes del 1 de abril, según consta en el directorio de la Comisión Europea.

De hecho, el Ejecutivo comunitario es el encargado de examinar la coherencia de los programas nacionales con las normas europeas, incluida la trayectoria de reducción de emisiones desde 2020 a 2030. Los Estados miembros tendrán que actualizar sus programas nacionales como mínimo cada 4 años. En ellos, los países deben valorar en qué medida las fuentes de emisiones nacionales pueden tener un impacto sobre la calidad del aire en su territorio y en el de Estados miembros vecinos, además de valorar la necesidad de reducir dichas emisiones para cumplir los objetivos de calidad del aire.

Los programas de cada socio comunitario también tienen que priorizar las medidas de reducción de las emisiones de carbono al adoptar medidas para cumplir sus compromisos nacionales de reducción de las partículas finas y garantizar la coherencia con otros planes y programas pertinentes establecidos en virtud de requisitos indicados en la legislación nacional o comunitaria. La asociación europea de organizaciones medioambientales European Environmental Bureau (EEB) ha tildado de «sorprendente» el retraso de los países «en algo así de importante». «Cada día de retraso en atajar la contaminación atmosférica significa que más gente sufre las consecuencias en su salud», ha advertido la responsable de Calidad del Aire de EEB, Margherita Tolotto.

País Vasco tiene los precios de los carburantes más caros de la Península tras adoptarse el tipo especial único estatal

Europa Press.– El tipo especial único, la nueva fiscalidad que grava el consumo de hidrocarburos desde el pasado 1 de enero, ha provocado una subida de los precios de venta al público de la gasolina y el gasóleo de 0,10 y 0,22 céntimos por litro, respectivamente, según datos del informe mensual de supervisión de la distribución de carburantes de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) correspondiente a enero.

Desde enero, se integraron los dos tramos del antiguo Impuesto de Ventas Minoristas de Determinados Hidrocarburos (IVMDH), el tramo autonómico (que oscilaba entre 0 y 4,8 céntimos de euro por litro y cuya cuantía decía cada comunidad) y el tramo estatal (que ascendía a 2,4 céntimos de euro por litro) en un único impuesto. Este nuevo gravamen denominado tipo especial se elevó a 7,2 céntimos de euro por litro y se aplica por igual en toda la Península y Baleares.

Según el regulador, el impacto de esta modificación impositiva es que, a pesar de que los precios antes de impuestos disminuyeron, se produjo un aumento de los precios de venta al público. En concreto, el precio antes de impuestos de la gasolina descendió un 2% (-1 céntimo de euro por litro) y el del gasóleo A un 1,6% (-0,95 céntimos de euro por litro). Sin embargo, los precios de venta al público se incrementaron en 0,10 y 0,22 céntimos de euro por litro para la gasolina y el gasóleo, respectivamente.

Además, debido a ello, se ha modificado el ranking provincial de precios de venta al público. Así, en las comunidades en las que se aplicaba un tramo autonómico igual a cero (Castilla y León, Navarra, La Rioja, Cantabria y País Vasco), el precio se incrementó en 5,8 céntimos de euro por litro (4,8 céntimos + 21% de IVA) debido al cambio impositivo. De esta manera, las provincias con la gasolina más cara fueron Guipúzcoa, Asturias y Vizcaya. Por el contrario, las que registraron precios más bajos fueron Almería, Murcia y Lleida. Con respecto al gasóleo A, Guipúzcoa, Vizcaya y Cantabria tuvieron los precios más elevados mientras que Badajoz, Lleida y Valencia registraron los más bajos.

En lo que respecta al margen bruto promedio mensual, el de la gasolina 95 disminuyó con respecto al del mes anterior un 7,1% (-1,5 céntimos), situándose en 19,5 céntimos de euro por litro. Del mismo modo, el margen bruto promedio del gasóleo A cayó un 11,2% (-2 céntimos) hasta situarse en 17 céntimos. Estos márgenes fueron superiores a la media europea (UE-6) en 5,5 céntimos para la gasolina y 2,9 céntimos para el gasóleo A.

En lo que respecta a las estaciones de servicio, las de Repsol, y tras ellas las de Cepsa, fueron las que más aumentaron sus precios de venta al público, señala la CNMC. Por su parte, las instalaciones que registraron los descensos de precios más notables fueron las llamadas independientes, seguidas de las de BP en gasolina 95 y del grupo resto operadores en gasóleo A. Las diferencias entre estaciones integradas en redes de operadores y las independientes llegaron a los 5,5 céntimos en la gasolina y 5,8 céntimos en el gasóleo. Los precios más bajos se registraron en los hipermercados.

La Comisión Europea lleva a España al TUE por no aplicar las normas sobre contadores de calefacción y agua caliente

Europa Press.- La Comisión Europea ha denunciado a España ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TUE) por no aplicar correctamente todos los requisitos establecidos en la directiva sobre eficiencia energética, en concreto en relación con los contadores individuales de consumo en edificios de apartamentos.

Se trata del último paso de un procedimiento de infracción que la Comisión abrió en octubre de 2017 con una carta de emplazamiento advirtiendo de la posibilidad de acudir a la Justicia europea. La normativa europea exige la instalación de contadores individuales de calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria en todos los edificios de apartamentos y edificios polivalentes cuyos ocupantes reciban estos servicios de una instalación colectiva, como una caldera común. Además, establece que este requisito es aplicable, siempre que sea técnicamente viable y rentable, a todos los edificios existentes.

La Comisión Europea ha denunciado a España porque la transposición de la directiva a la legislación nacional sólo impone este requisito a los edificios nuevos, es decir, aquellos construidos después de 2007. Pero, además, la directiva establece que deben utilizarse calorímetros instalados en cada radiador en aquellos edificios en los que no se pueden instalar los contadores de consumo. «Este requisito tampoco ha sido correctamente transpuesto por España», recrimina Bruselas, que ha recordado que las normas europeas debían incorporarse al marco legislativo nacional como muy tarde en junio de 2014.

Los requisitos de medición y facturación de la calefacción, la refrigeración y el agua caliente incluidos en la directiva sobre eficiencia energética de 2012 tienen el objetivo ofrecer a los consumidores incentivos para regular eficazmente su consumo de energía y la posibilidad de reducir su factura energética. En general, esta normativa establece un conjunto de medidas vinculantes para ayudar al bloque comunitario a alcanzar su objetivo de eficiencia energética del 20% para 2020. Bruselas ha aprobado ya su meta para 2030, del 32,5%, aunque se trata de un porcentaje indicativo.

El director general de la empresa especializada en medición, reparto y ahorro de consumos de calefacción Ista, Ignacio Abati, ha explicado que ya existe un borrador de real decreto que todavía está pendiente de ser enviado al Consejo de Ministros, el cual espera que sea aprobado en las próximas semanas, antes de las próximas elecciones del 28-A. En el caso de que finalmente el Gobierno no lo lleve adelante, España se enfrentaría a una sanción.

Además, según destaca Abati, la trasposición de esta directiva conllevaría un ahorro de más de 200 euros al año para más de un millón de familias españolas, unido a la reducción de una tonelada métrica de dióxido de carbono (CO2) en emisiones y la creación de 3.000 nuevos empleos. En Europa ya hay más de 30 millones de viviendas dotadas de este tipo de sistemas de medición individual, lo que supone un total de 150 millones de dispositivos instalados, mientras que en España solo 150.000 viviendas cuentan con esta tecnología.

El precio de la gasolina y gasóleo encadena su octava subida consecutiva y acumula un encarecimiento del 8% en 2019

Europa Press.- El precio de la gasolina y del gasóleo ha encadenado su octava subida consecutiva, con lo que acumula hasta un encarecimiento de más del 8% en lo que va de año. En concreto, el precio medio del litro de gasolina se sitúa en 1,257 euros, acumulando un encarecimiento del 6,6% en lo que va de 2019. Por su parte, el litro de gasóleo se situó en los 1,225 euros, su nivel más alto desde noviembre, sumando un encarecimiento del 8,3%.

Ambos carburantes entraron a principios de año en una tendencia alcista, que no parece tener fin y que cortaba con una espiral a la baja que había llevado a un abaratamiento del 13%, en el caso de la gasolina, y de más del 12% para el gasóleo, desde los máximos que alcanzaron en octubre. Con estos precios, el llenado de un depósito medio de gasolina de 55 litros cuesta unos 69,13 euros, 4 euros más que a principios de año, mientras que en el caso del gasóleo asciende a 67 euros, unos 5 euros más que al inicio de 2019.

La caída en los precios de los carburantes en los últimos meses del año pasado vino de la mano de un descenso en el precio de la cotización del petróleo, al igual que ha ocurrido con las subidas. El barril de crudo Brent, referencia en Europa, cotiza en el entorno de los 66,61 dólares, mientras que el Texas americano se intercambia a unos 56,61 dólares.

La gasolina es más barata en España que en la media de la Unión Europea y la zona euro, donde el precio medio de venta al público del litro de gasolina se sitúa en 1,368 euros y 1,406 euros, respectivamente, mientras que el litro de gasóleo cuesta de media 1,346 euros en la Unión Europea y 1,344 euros en la eurozona. El menor nivel de precios finales se debe a que España sigue contando con una menor presión fiscal, en general, que la media comunitaria.