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La sequía dispara las emisiones de CO2 procedentes de la generación de electricidad en 2017 un 28,13% respecto a 2016

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Europa Press.- Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) procedentes de la generación eléctrica entre enero y septiembre de 2017 aumentaron un 28,13% respecto al mismo periodo de 2016, ya que la sequía ha provocado que la energía hidráulica cayera casi a la mitad hasta el 30 de septiembre, según datos de Red Eléctrica de España (REE).

Concretamente, la energía hidráulica disminuyó un 49,5% hasta septiembre y cayó un 29,1% durante el noveno mes de 2017 por la falta de agua, por lo que la demanda eléctrica en España se ha compensado con energía generada a partir del carbón y de los ciclos combinados de gas, que son energías más caras y también más emisoras de CO2.

Así, en lo que va de año se han emitido en el conjunto de España 52.990.411 toneladas de CO2 debidas a la 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 año pasado (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, por el contrario, la energía generada con carbón ha crecido un 39,5% en este año y, en la misma línea ascendente se sitúa el ciclo combinado, que ha aumentado un 42,6%, 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. Asimismo, se genera un 25% más de energía con carbón que hace un año y un 44% más de ciclo combinado.

Importante descenso de las renovables

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 energías 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 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 al mes de 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, volvieron a producir un descenso de la energía renovable del 0,5% respecto al 2016.

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. Según admite Red Eléctrica, en términos hidroeléctricos, el mes de septiembre fue seco respecto a la media histórica de este mes. En cuanto a la producción eólica peninsular en septiembre, llegó a 2.793 gigavatios hora, lo que supone un 4,7% más frente al mismo mes de hace un año.

Finalmente, el precio final de la demanda en la Península 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 la eólica, ya que la demanda se está abasteciendo con carbón y gas que España adquiere en el exterior, lo que provoca un aumento del precio.

Foro Nuclear alerta de que prescindir de la energía nuclear a corto plazo pondría en riesgo el suministro de electricidad

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Europa Press.- El presidente del Foro de la Industria Nuclear en España, Ignacio Araluce, advierte de que prescindir de la energía nuclear a corto plazo puede poner en riesgo la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico español, por lo que ha defendido el papel de esta energía durante la transición energética y ha llamado a los políticos a propiciar la viabilidad económico-financiera de las centrales nucleares mientras dure ese periodo de transición.

Araluce, quien ha participado en la Ponencia encargada de las relaciones con el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), ha explicado que la producción eléctrica total de España es de unos 260 TWh, de los que 60 TWh son producidos por el parque nuclear. El resto se reparte entre renovables, energía hidráulica y las fuentes emisoras de CO2, como el carbón, el gas y el fuel.

Con estas cifras, Araluce señala que cumplir con los tratados medioambientales significa «duplicar la actual capacidad de generación renovable del sistema, unos 30.000 MW», que es algo «factible pero difícil de lograr». Pero, además, si se quiere prescindir de las nucleares en este proceso, la capacidad renovable a instalar debería elevarse a los 60.000 MW, un sistema que necesitaría de una instalación de enorme capacidad de almacenamiento a gran escala. «Ambas actuaciones requerirían de una inversión muy significativa, de un desarrollo tecnológico rapidísimo, y de un desarrollo de redes y de potencia de respaldo difíciles de asumir totalmente en ese horizonte temporal», ha advertido Araluce.

Por ello, el experto subraya que España «no puede ser ajena a la continuidad de la operación del parque nuclear» y ha llamado a poner en perspectiva la Ley de Cambio Climático y Transición Energética y el Plan Integral de Energía y Clima, ambos en proceso de elaboración, destacando el papel de la energía nuclear como «mejor manera de transitar de forma eficiente, ordenada, fiable y competitiva hacia un modelo descarbonizado y fundamentalmente renovable, por la complementaridad de ambas tecnologías«.

En cuanto a una de las principales críticas que los opositores a esta energía hacen de su uso, su seguridad, Araluce ha asegurado que todas las instalaciones funcionan «de forma segura» y que las centrales «están permanentemente supervisadas por el organismo regulador» lo que, a su juicio, constituye «la mayor garantía del cumplimiento de la normativa nacional e internacional establecida«.

La producción de la nuclear de Almaraz supera los 500.000 millones de kWh y su ATI estará operativo en 2018

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EFE / Europa Press.– El Almacén Temporal Individualizado (ATI) de la central nuclear de Almaraz estará finalizado para que el primer contenedor de combustible gastado se pueda cargar en el primer semestre de 2018. Por otro lado, los dos reactores de Almaraz generaron una producción bruta conjunta de 8.648 millones de kWh en el primer semestre del año, por lo que su producción acumulada desde mayo de 1981, desde la puesta en marcha de la Unidad I, ya supera los 500.000 millones de kWh.

Estos 8.648 millones de kWh de producción bruta de la central nuclear de Almaraz supusieron el 28% de la energía generada por el conjunto de las centrales nucleares de España. Los datos han sido aportados por el director de la planta, José María Bernaldo de Quirós, quien ha presentado el informe de actividad correspondiente a los 6 primeros meses del presente año. En lo que se refiere a la producción neta, la central nuclear de Almaraz (CNA), participada por las empresas Iberdrola (52,7%), Endesa (36%) y Gas Natural Fenosa (11,3%), logró 8.333 millones de kWh.

En este semestre se realizó la 25ª recarga de combustible de la unidad I, una actividad que precisó de una parada de 32 días. Además, esta unidad tuvo una parada automática de reactor debido a la pérdida de suministro eléctrico en una de sus bombas de refrigeración. Por lo que respecta a la Unidad II, operó de manera estable durante este periodo hasta primeros de junio, cuando se efectuó una parada programada de 3 días de duración para la realización de las pruebas de operabilidad del generador diesel 4DG. Durante los 32 días que duró la recarga se ejecutaron más de 9.000 actividades en las que participaron en su realización 1.200 trabajadores adicionales a la plantilla, la mayoría de Extremadura.

Asimismo, Quirós ha anunciado que el Almacén Temporal Individualizado (ATI) de Almaraz estará disponible a finales de este año y podrá albergar combustible gastado de cara a la próxima recarga de la Unidad I, prevista en noviembre de 2018. En dicha recarga, 64 elementos de combustible gastado de la piscina de la Unidad I serán depositados en dos contenedores (32 en cada uno) que se ubicarán en el ATI, lo que permitirá que 32 nuevos elementos puedan ser introducidos para el funcionamiento de la misma.

La ocupación de la piscina de combustible gastado de la Unidad I es del 90%, lo que impide acoger los 64 elementos nuevos que se requieren para una nueva recarga. En el caso de la Unidad II, el grado de ocupación es del 87% y su año de saturación está previsto para 2021. De hecho, la próxima recarga prevista en la Unidad II será en abril del próximo año y su piscina estará aún operativa.

Bernaldo de Quirós ha destacado que el ATI «tiene ya una cara casi definitiva», ya que «prácticamente está finalizada» la armadura de la losa donde irán ubicados los contenedores de combustible gastado, así como el muro que circunda la instalación. Así, en la actualidad, el ATI «está en fase de equipar interiormente el control de acceso, el control de seguridad física, las vallas», y se van «a empezar a realizar pruebas en frío con todos los equipos y los contenedores». En ese sentido, Quirós aseveró que la construcción de esta instalación «va perfectamente en programa» para que pueda cumplir los plazos previstos, tras lo que ha señalado que no ven «nada en el horizonte que impida cumplir el objetivo» previsto.

Y es que, según ha dicho, la central tendrá la instalación «lista» a finales de este año, mientras que el licenciamiento del contenedor es responsabilidad de Enresa, pero ha confiado en que no va «a haber ningún problema con eso, porque está muy avanzado». Bernaldo de Quirós ha explicado que de los contenedores de almacenamiento, algunos ya están en pruebas y otro en proceso de fabricación, tras lo que ha avanzado que una vez finalizado el ATI, la central nuclear solicitará la puesta en marcha de la instalación «para poder legalmente cargar contenedores», ante lo que ha confiando en que «no haya ningún problema» por parte del Ministerio de Energía.

Preguntado por la solicitud de renovación de la licencia de explotación de la central, la cual finaliza en junio de 2020, Quirós ha explicado que el pasado mes de junio presentaron la documentación preceptiva. A raíz de la modificación introducida por el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) para la reforma del sistema de renovación de las licencias de las centrales nucleares, Almaraz puede solicitarla hasta dos meses después de la publicación del Plan de Energía y Clima. Por ello, y según Quirós, Almaraz tiene previsto solicitarla a principios de 2019, una vez se conozca el citado plan, y no tres años antes de que finalice esta licencia como estaba establecido.

Además, Bernaldo de Quirós ha anunciado que Almaraz recibirá en febrero de 2018 la visita de una Misión OSART, un equipo de expertos del Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA) que «evaluará la seguridad y cómo está la planta», un evento «muy relevante de cara a la renovación» de su licencia. Una Misión OSART sobre la que el director de Almaraz ha dado por «seguro» que «el resultado será muy positivo para la instalación«. En ese sentido, el director de la central no ha desvelado si las empresas tienen decidido pedir la renovación de la licencia o no. «Entiendo que desde el punto de vista de las empresas propietarias, esperan que el camino en el futuro se despeje», aseveró.

Mientras llega ese momento, la central nuclear de Almaraz «trabaja con el horizonte de estar perfectamente, vayamos a renovar o no», ha señalado su director, quien ha señalado que la planta sigue con sus presupuestos y sus inversiones, con el objetivo de que «siga estando perfecta». En este punto, y respecto a las próximas inversiones previstas por la central, su director ha señalado que tienen prevista una «inversión de crucero de 60 millones de euros anuales» durante los próximos 3 años, hasta que concluya la licencia actual. Ha explicado que aunque «ahora mismo los grandes proyectos están finalizados», es necesario «seguir actualizando y renovando equipos«, ha concluido Bernaldo de Quirós.

El ATI de Almaraz, cuya construcción supone un desembolso de alrededor de 24 millones de euros, es similar, aunque con algunas particularidades, al construido en la central nuclear José Cabrera, en Zorita de los Canes (Guadalajara). El ATI, cuyas obras están muy avanzadas y que estará disponible a finales de este año, según ha apuntado Quirós, se ubica sobre la zona norte de los terrenos de la CNA a partir de un estudio pormenorizado de numerosos factores, tanto geológicos como medioambientales, así como de seguridad.

El ATI puede albergar hasta 20 contenedores de almacenaje y transporte, cada uno de ellos con una capacidad de albergar 32 elementos de combustible gastado. Cada contenedor es de acero forjado, de blindaje biológico y presenta dos tapas, una exterior y otra interior, y un espacio presurizado con helio entre ambas. En concreto, este almacén es una plataforma o losa de almacenamiento fabricada en hormigón a unos 2 metros bajo la cota del suelo, y que dispondrá de un muro perimetral de 5 metros de altura, 2 en subsuelo y los 3 restantes sobre superficie.

La Guardia Civil protegerá Almaraz

Por otro lado, Almaraz contará, en un plazo aproximado de unos dos meses, con la presencia de la Guardia Civil dentro de sus instalaciones para realizar su labor de vigilancia y seguridad de la planta. Bernaldo de Quirós ha explicado que ante la situación de alerta que se vive en la actualidad por la amenaza del terrorismo, existe un Plan de Infraestructuras Críticas que afecta a las centrales nucleares, y que la de Almaraz sigue «absolutamente a rajatabla». Bernaldo de Quirós ha avanzado que en la central nuclear de Trillo, la Guardia Civil «lleva prácticamente un año», y en el caso de Almaraz, está previsto que a final de este año 2017 cuente con la protección de la Guardia Civil.

Factorenergia incorporará a un socio financiero para comprar instalaciones de generación renovable y distribución

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EFE.- La comercializadora eléctrica Factorenergia prevé cerrar próximamente la incorporación de un nuevo socio estratégico y financiero para promover la compra de instalaciones para la generación y distribución de electricidad, así como para dar el salto a la generación eólica y solar. Factorenergia anunció que sus propietarios, el fondo americano JZ International y Emilio Rousaud, están estudiando la entrada de ese inversor.

El fondo, que tiene una participación del 65% en Factorenergia, recientemente comprometió 100 millones de euros de capital para adquirir plantas solares fotovoltaicas. El 35% restante de Factorenergia es propiedad de Emilio Rousaud, fundador y director general de la compañía. Factorenergia, con una facturación de 375,5 millones de euros, prevé conseguir un millón de clientes particulares en el próximo lustro y para 2019 aumentar sus 70.000 clientes actuales en el segmento empresarial hasta los 150.000.

La Sociedad Nuclear Española (SNE) pide que el debate sobre energía nuclear y transición energética “sea técnico y no ideológico”

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EFE.- El presidente de la Sociedad Nuclear Española (SNE), José Antonio Gago, sostiene que el análisis sobre la futura Ley de Transición Energética y Cambio Climático se debe realizar atendiendo a las necesidades del país y con criterios técnicos, lo que requiere «quitar del debate político cuestiones ideológicas» sobre la energía nuclear. Gago ha recordado que se va a definir cómo va a ser el modelo energético de España hasta 2030, cuando las emisiones deben reducirse un 30% respecto a 1990.

Gago señala que son partidarios de la ampliación hasta los 60 años del funcionamiento de los 7 reactores nucleares operativos en España, argumentando que los informes técnicos avalan que las centrales existentes puedan seguir operando «con todas las garantías de seguridad al menos hasta los 60 años«, lo que permitiría producir 1.200.000 millones de kilovatios hora, el equivalente al consumo eléctrico español durante 4 años. «En España estamos todavía un paso más atrás de ese debate, en el de si las centrales se cierran a los 40 años de operación», lamenta Gago, que considera que técnicamente cerrarlas no está justificado.

Durante 2016, la energía nuclear fue por sexto año consecutivo la primera fuente de generación eléctrica, con un 21,4% del total, pese a que la potencia instalada representaba solo el 7%. La industria nuclear aporta 2.780 millones de euros al PIB español y contribuye a la generación de 30.000 empleos, de los cuales 8.500 son directos. En el mundo hay 449 centrales en operación, 60 en construcción y 167 planificadas para cubrir las grandes necesidades de electricidad que están previstas.

En el caso de España, la SNE precisa que, como técnicos son partidarios de la creación de nuevas centrales, pero se trata de una gran inversión por lo que las compañías eléctricas necesitan que se les asegure una garantía de suministro en un plazo que les permita amortizar el desembolso, un modelo que ha aplicado el Reino Unido. Si se plantean las garantías de recuperación de la inversión y de que la retribución a la generación nuclear es suficiente, la SNE estaría a favor de la construcción de nuevas centrales, «siempre contando con la aceptación de la sociedad», precisó Gago.

Entre las ventajas de la energía nuclear ha mencionado que aporta mucha estabilidad a la red de distribución, al no depender de factores externos como la renovable, y que no emite CO2, mientras que la principal desventaja es la generación de residuos radiactivos. La 43ª Reunión Anual de la SNE congregó en Málaga a más de 600 congresistas, que analizarán el papel de la energía nuclear contra el cambio climático.

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.

El consumo de combustibles de automoción crece un 1% en agosto y encadena su cuarto mes consecutivo de subidas

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Europa Press.- El consumo de combustibles de automoción creció un 1% en agosto, hasta los 2,45 millones de toneladas, encadenando su cuarto mes consecutivo al alza, según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores). Este repunte en agosto se debió al incremento en el consumo tanto de gasóleos, que crecieron un 0,8% para alcanzar sus mejores datos para un agosto desde 2009, como en gasolina, que subió un 1,7% y registró sus mejores datos en los últimos cinco años.

En el acumulado anual, el consumo de combustibles de automoción aumenta un 2,5%, situándose en los 18,68 millones de toneladas. Así, se recogen variaciones positivas con respecto al año 2016 tanto en los gasóleos (2,5%) como en las gasolinas (2%). En agosto crecieron los consumos de todos los grupos de productos, a excepción del GLP (-4,1%) y los fuelóleos (-2,8%). Así, subieron gasolinas (1,7%), querosenos (5,8%) y gasóleos (0,2%). Igualmente, en el acumulado anual presentan crecimientos interanuales todos los grupos de productos, salvo los fuelóleos (-5,3%). Así, repuntan GLP (1,8%), querosenos (8,9%) y gasóleos (1,3%).

Más gas para generación eléctrica

En lo que respecta al consumo de gas natural, en agosto encadenó su cuarto mes de incremento interanual, con un crecimiento del 15% con respecto al mismo mes de 2016. El consumo para generación eléctrica volvió registrar un importante incremento (+63,4%), mientras que el consumo convencional y el GNL de consumo directo también aumentan, un 0,7% y un 11%, respectivamente. En el acumulado anual, el consumo de gas natural aumenta un 9,3%, por los incrementos de todos los tipos de consumo: el convencional crece un 4,7%, el de generación eléctrica un 32,5% y el GNL de consumo directo un 9,2%.

La inversión mundial en eficiencia energética aumenta un 9%, según la Agencia Internacional de la Energía

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Europa Press.- La inversión mundial en eficiencia energética aumentó un 9% en todo el mundo y se incrementó un 6% la inversión en redes de electricidad mientras que la inversión en petróleo y gas cayó en torno a un 25% y la inversión en generación eléctrica cayó un 5%, según el Informe Mundial de Inversión en Energía, publicado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA).

Así, el estudio señala que en 2016 la inversión total en energía a nivel mundial alcanzó la cifra de 830.000 millones de euros, un 12% menos que el año anterior. Al mismo tiempo, el sector eléctrico aventajó a la demanda de combustibles fósiles para convertirse en el mayor receptor de la inversión en el sector de la energía en 2016 por primera vez en la historia. En la actualidad, el petróleo y el gas siguen representando dos quintos de la inversión mundial a pesar de una caída del 38% en estos sectores entre 2014 y 2016. Como resultado, los componentes bajos en carbono, incluidas las redes de electricidad, crecieron en 6 puntos porcentuales, hasta el 43% en el mismo periodo.

De acuerdo con el informe, la República Popular de China sigue siendo el país que mayor parte del pastel se lleva en la inversión en energía, con el 21% del total mundial. Entre las causas, el estudio observa que, con el cierre del 25% de las plantas de carbón, la inversión en energía en China está incrementándose y se dirige a la electricidad baja en carbono y las redes, así como a la eficiencia energética.

Por su parte, señala que la inversión en India dio un salto del 7% en el último año y consolida así su posición como tercer gran país por detrás de Estados Unidos. Además, apunta que el rápido crecimiento de las economías del sureste asiático juntas representa un 4% del total de la inversión global en energía. En cuanto a Estados Unidos, señala que después de un agudo declive en la inversión en petróleo y gas, la participación de ese país en la inversión global en energía subió un 16% y se mantiene aún en cifras superiores a las de Europa, donde la inversión cayó un 10%, principalmente por las renovables.

Respecto a las tendencias en el sector, el estudio mundial expone que después de una caída brusca del 44% entre 2014 y 2016, la inversión en petróleo y gas ha repuntado «modestamente» en 2017. Sobre el gasto en redes eléctricas y en capacidad de almacenamiento siguió su tendencia creciente de los últimos cinco años y ha llegado a los 232.000 millones de euros en 2016, con un 30% de expansión debido al gasto de China (30%) en sus sistemas de distribución. Otro 15% en inversiones en redes fue a India y al sudeste asiático, Estados Unidos copó el 17% del total y Europa un 13%.

Europa, China y la eficiencia

Asimismo, explica que la inversión en eficiencia energética se expandió una vez más a pesar de los persistentes precios bajos de la energía y llegó a los 194.000 millones de euros en 2016. Europa fue la región que más destinó a este tipo de inversión, aunque el crecimiento más rápido tuvo lugar en China. Del conjunto global de inversiones en energía a nivel mundial, más del 90% fueron financiadas por inversores. Además, el papel de los actores estatales en la inversión en energía «sigue siendo elevado», bien a través de inversión pública o bien con empresas estatales que en total llegaron a un 42% del total, un nivel superior al 39% de 2011. En esta circunstancia también influye «notablemente» China.

Por otro lado, el informe subraya que las políticas gubernamentales y los nuevos modelos de negocio están teniendo un profundo impacto en la forma de invertir en el suministro eléctrico. Por ejemplo, en 2016, el 94% de la inversión en generación eléctrica a nivel mundial fue acometida por compañías que operan bajo marcos regulatorios para gestionar el riesgo asociado a los variables precios del mercado.

Si bien, la recesión o caída de los precios del petróleo no tuvo un impacto significativo en las inversiones de las empresas de petróleo y gas, aunque muchas de ellas aumentaron el apalancamiento de forma significativa. En todo caso, a pesar del recorte en la inversión y de una mayor disciplina de costes, las principales petroleras aumentaron su deuda por encima de los 84.000 millones de euros entre finales de 2014 y principios de 2017.

En cuanto a la innovación en energía, la digitalización y el empleo, a nivel mundial se han destinado 54.500 millones en investigación y desarrollo en 2015. El estudio precisa que Europa y Estados Unidos son los mayores gastadores en tecnología de la energía, con más de un 25% del total cada uno, mientras que China es el primer inversor en investigación y desarrollo de la energía según PIB después de adelantar a Japón en 2014.

Finalmente, el informe revela que por tercer año consecutivo las emisiones de dióxido de carbono (CO2) se estancaron en 2016 debido a una inversión extendida en eficiencia energética, el cambio del carbón al gas y el impacto acumulativo de la nueva generación baja en carbono. Este crecimiento renovable es, en su mayor parte, compensado por el declive de las inversiones en energía nuclear e hidroeléctrica, que cayeron a la mitad en el último lustro. Por último, el informe concluye que la inversión en renovables necesita aumentar para ir en paralelo con el crecimiento de la demanda eléctrica, y hay un considerable recorrido para más innovación en energías limpias por parte de los gobiernos y, en particular, por el sector privado.

La compañía alemana E.ON vende a la finlandesa Fortum su participación en Uniper por casi 3.800 millones de euros

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EFE.- La compañía alemana de suministro energético E.ON acordó la venta de sus acciones en Uniper, la división de generación convencional, a la finlandesa Fortum, por casi 3.800 millones de euros. E.ON anunció que Fortum va a lanzar sobre Uniper una oferta pública de adquisición (OPA) a comienzos de 2018, en la que E.ON le venderá su participación del 46,65% en Uniper.

La oferta de 22 euros por acción se dirige a todos los accionistas de Uniper. Según el acuerdo, E.ON tiene el derecho no vinculante de ofrecer sus acciones en Uniper a comienzos de 2018 por el mismo precio. Eso sí, en caso de que E.ON no venda sus acciones en Uniper, Fortum se reserva el derecho de venderle las acciones que haya adquirido en la OPA. La OPA no tendrá una condición de un mínimo de aceptación para poder realizarse.

E.ON sacó en septiembre de 2016 a bolsa su filial de generación convencional Uniper, que comenzó a cotizar en Fráncfort a un precio de 10 por acción. Las acciones de E.ON subieron hoy en el selectivo de Fráncfort un 1,5%, hasta 9,38 euros, y las de Uniper ganaron un 2,3%, hasta 23,33 euros. La separación de Uniper desde E.ON se produjo tras la fuerte caída de los precios mayoristas de la electricidad por la enorme oferta de renovables. Así, E.ON se concentra en las redes, renovables y servicios a clientes.

La caída de la producción hidráulica en un 50% por la sequía dispara las emisiones de CO2 en un 36%

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Europa Press.- La caída de más del 50% en la producción hidroeléctrica debido a la sequía en los primeros ocho meses de 2017 en España respecto al mismo periodo de 2016, está siendo compensada por la producción de energía a partir de combustibles fósiles, lo que ha disparado las emisiones de dióxido de carbono (CO2) en un 36,4% en lo que va de año respecto al mismo periodo de 2016, según datos de Red Eléctrica de España.

En los primeros ocho meses de este año, las emisiones alcanzan las 47.317.002 toneladas de CO2 asociadas a la generación, frente a las 34.672.158 toneladas de CO2 del mismo período de 2016. Al mismo tiempo, la energía producida a partir de carbón durante este periodo ha aumentado un 57,9% respecto a 2016 y la de ciclo combinado (principalmente gas), un 43,1%. La producción de energía hidráulica ha sido de 15.635 gigawatios por hora, un 50,8% menos que durante el mismo periodo del año anterior, según el boletín mensual de REE, en el que la empresa explica que las reservas hídricas se han situado a finales de este mes en el 32,1%, 20 puntos porcentuales por debajo del nivel de 2016.

Por su parte, el portavoz de la Asociación de Grandes Presas y Embalses, José Polimont, ha señalado que la sequía «es, sin ninguna duda», la que provoca esta situación y que su «consecuencia directa es el aumento de los precios de la energía» porque la hidroeléctrica «es la más barata«. «Quien se va a ver más afectado es el bolsillo de los consumidores», ha pronosticado. Junto a este descenso, se encuentra también la caída de la producción mediante energía eólica, que en lo que va de año, acumula 31.765 gigawatios por hora, un 11% menos que durante el año anterior.

Con estas cifras, en los primeros 8 meses del año se han perdido miles de gigawatios de producción libres de emisiones de dióxido de carbono con respecto al 2016, en un mix energético en el que la energía nuclear es la tecnología que más genera, con un acumulado de 37.929 gigawatios por hora, la misma cifra que el año anterior.

La caída en el peso de las hidroeléctricas y las eólicas fue compensada, en parte, con carbón y ciclo combinado. Así, entre enero y agosto de 2017 se han producido 27.020 gigawatios por hora con carbón, lo que supone un 57,9% más que el año anterior, mientras que durante este mismo periodo, el ciclo combinado ha sido el responsable de 19.321 gigawatios por hora, un 43,1% más que durante los primero ocho meses de 2016.