Entradas

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.

Protermosolar afirma que en 2030 las renovables podrían aportar el 84% de la generación eléctrica

Europa Press.- Protermosolar asegura que en 2030, según el mix propuesto por la patronal de la industria solar termoeléctrica, la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica podría alcanzar el 84% a un coste por debajo de 50 euros por megavatio/hora, según su estudio Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030. Además, esta elevada contribución de las renovables a la generación de electricidad que plantea Protermosolar permitiría alcanzar el objetivo del 35% de consumo de energías renovables en 2030, cumpliendo con las metas propuestas por Bruselas.

El reparto equilibrado de la potencia solar entre energía fotovoltaica y termosolar es la clave del mix propuesto en el informe. Para ello, la patronal recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados a las tecnologías renovables, apostando por su complementariedad estacional y horaria, al tiempo que se prescinde del carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.

Estas conclusiones, con datos de 2018, son coincidentes con las que había presentado Protermosolar con la serie histórica hasta 2017, a pesar de que el pasado año fue el peor año meteorológicamente hablando para la energía solar. La patronal defiende que las centrales termosolares aportan otro conjunto de ventajas adicionales para la economía, como el incremento de PIB, del empleo y de la convergencia regional, contribuyendo además a una transición energética «justa», gracias al suministro de componentes, equipos y servicios desde Asturias, País Vasco, o Cataluña al sur del país.

El mix que propone Protermosolar pretende ser una «respuesta sólida» frente al reto de la transición energética. Para la patronal, una de las líneas básicas de actuación para alcanzar dicho objetivo pasa por que la energía fotovoltaica sea la tecnología que experimente un crecimiento exponencial y que, a medida que se vayan cerrando las centrales convencionales, las termosolares tomen el relevo, acompañadas por un crecimiento más constante de la potencia eólica y de biomasa. No obstante, aunque su papel no sería esencial hasta pasados unos años, la patronal asegura que deberían establecerse subastas específicas de algunos cientos de megavatios termosolares.

El consumo de combustibles de automoción sube un 2,8% en noviembre gracias al fuerte incremento del uso de la gasolina

Europa Press.- El consumo de combustibles de automoción ascendió a 2,336 millones de toneladas en noviembre, lo que supone un incremento del 2,8% respecto al mismo mes del año pasado, según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores).

Este incremento en noviembre fue fruto, principalmente, del repunte registrado en las gasolinas, cuyo consumo se disparó un 6,8% hasta las 403.000 toneladas, mientras que también subieron los gasóleos, que crecieron un 2,1%, hasta los 1,933 millones de toneladas. En el acumulado del 2018, el consumo de los combustibles de automoción aumenta un 2,5%, siendo mayor el incremento en las gasolinas (+4,6%) que en los gasóleos de automoción (+2,1%). Por grupos de productos, en noviembre crecieron todos a excepción de los gasóleos (-0,6%). Así, suben GLP (+92,4%), querosenos (+6,9%) y fuelóleos (+2,3%). En el acumulado anual, también presentan crecimientos interanuales el GLP (+15%), querosenos (+4,7%), gasóleos (+2,4%) y fuelóleos (+2,6%).

En lo que respecta al consumo de gas natural, alcanzó en noviembre los 33.947 gigavatios hora (GWh), lo que representa un descenso del 5,6% con respecto al mismo mes del año pasado. Destacó el consumo convencional de gas, que alcanzó los 25.925 GWh (+3,3%), el máximo para un mes de noviembre desde que se dispone de datos (2004). Por su parte, el destinado a generación eléctrica (-29,1%) siguió presentando fuertes descensos y el GNL de consumo directo aumentó un 8,6%.

La demanda de gas natural permaneció estable en 2018 gracias al consumo doméstico tras caer el utilizado para generar electricidad

Redacción / Europa Press.– La demanda total de gas natural en España en 2018 se situó en 349.290 GWh, unos valores similares a los registrados en 2017, cuando el consumo creció un 9%. Las regiones en las que más creció la demanda en 2018 fueron: Baleares, con un incremento del 29%, Madrid, con un crecimiento del 15% y Cantabria con un crecimiento del 13%.

En este sentido, la demanda convencional de gas natural en España, la destinada a los consumos doméstico-comercial, industrial, servicios y cogeneración, ha alcanzado en 2018 los 287.316 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 4,4% con respecto al 2017 debido, principalmente, al incremento de la buena marcha del consumo industrial y de la positiva evolución de la demanda doméstico-comercial, según apuntó Enagás. En concreto, la demanda de gas natural en la industria finalizó 2018 con un aumento del 4% frente al año anterior, «lo que pone de manifiesto la positiva evolución de la economía», indicó el gestor gasista. Actualmente, la industria representa el 60% del total de la demanda nacional de gas natural.

Mientras, la demanda doméstico-comercial, destinada a los consumos de hogares, comercios y pymes, cierra 2018 con un crecimiento de más del 7%. La evolución del consumo doméstico-comercial ha sido positiva a lo largo de todo el año, registrando hasta en ocho ocasiones el valor más alto de la última década para un mes específico. Por su parte, la demanda de gas natural para generación de electricidad alcanza a final de año los 61.937 GWh. Este año se ha registrado una mayor generación hidráulica en comparación con 2017, que fue especialmente seco. De esta manera, el gas natural empleado en los ciclos combinados cayó un 18,3%.

La demanda de energía eléctrica crece un 0,2% en noviembre con la eólica como principal fuente de generación

Europa Press.- La demanda peninsular de energía eléctrica en noviembre alcanzó los 20.939 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 0,2% con respecto a la registrada en el mismo mes del año anterior, según Red Eléctrica de España (REE). Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha disminuido un 0,8% con respecto a noviembre de 2017.

La producción de origen eólico alcanzó los 4.578 GWh en noviembre, un 15,7% superior a la del mismo periodo del año pasado, y supuso el 21,6% de la producción total. Por su parte, el carbón fue la segunda fuente que más aportó al sistema en el mes, con el 18,3% de la generación, seguido de la nuclear (18,1%), ciclos combinados (15,2%), cogeneración (11,5%), hidráulica (10,1%) y la solar fotovoltaica (1,6%).

En los once primeros meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se situó en los 232.337 GWh, un 0,9% más que en el mismo periodo de 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica fue un 0,8% superior a la registrada en el mismo periodo del año anterior. En lo que va de 2018, la nuclear es la principal fuente de generación, con el 21,6% del total, seguida de la eólica (19,7%), hidráulica (14%), carbón (14,2%), cogeneración (11,7%), ciclos combinados (10,4%) y solar fotovoltaica (3,1%).

El consumo de combustibles de automoción sube un 4,8% en octubre

Europa Press.- El consumo de combustibles de automoción ascendió a 2,474 millones de toneladas en octubre, lo que supone un incremento del 4,8% respecto a 2017 y supera el de los ocho años anteriores, según Cores. Este incremento fue fruto, principalmente, del repunte registrado en las gasolinas, cuyo consumo se disparó un 7,1% hasta las 442.000 toneladas, mientras que también subieron los gasóleos un 4,3%, hasta los 2,032 millones de toneladas.

En el mes asciende el consumo de todos los grupos de productos, a excepción de los fuelóleos, que cayeron 4,7%. Así, repuntaron el GLP (+73,1%), gasolinas (+7,1%), querosenos (+4,6%) y gasóleos (+6,6%). En el acumulado anual, los consumos de ambos combustibles registran también incrementos, con un crecimiento del 4% en el caso de las gasolinas y del 2% para los gasóleos. En el acumulado anual también presentaron crecimientos interanuales todos los grupos de productos: GLP (+9,8%), gasolinas (+4%), querosenos (+4,2%), gasóleos (+2,8%) y fuelóleos (+2,7%).

En lo que respecta al consumo de gas natural, en octubre se situó en 27.848 gigavatios hora (GWh), lo que representa una caída del 4%. Al igual que en los cuatro meses precedentes, el destinado para generación eléctrica cayó (-33,9%), mientras que el convencional y el GNL de consumo directo aumentaron 8,4% y 10,1%, respectivamente. En el acumulado anual, se incrementaron el consumo de gas un 0,4%; el consumo convencional (+5,6%) y el GNL de consumo directo (+0,5%), mientras que disminuyó la generación eléctrica (-18,2%).

Ribera estudia que las cuencas asuman las instalaciones hidroeléctricas al acabar su concesión mientras Unidos Podemos pide su gestión pública

Europa Press.– La ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha asegurado que «no es descartable» que las cuencas hidrográficas puedan explotar «de forma transitoria al menos» instalaciones hidroeléctricas cuya concesión finaliza, asumiendo como «ingresos propios» los beneficios que puedan derivarse «sin que puedan cederse a un tercero«. Así lo ha asegurado durante la interpelación dirigida por el portavoz de Energía de Unidos Podemos, el diputado de En Comú Podem Josep Vendrell, en el Pleno del Congreso.

Ribera ha destacado la extinción de estas concesiones como una «oportunidad» para replantear el papel que debe jugar en la transición energética la energía hidroeléctrica, que representa un 20% de la potencia instalada, y «moderar los precios de mercado». La ministra ha subrayado que deberá ser la Dirección General de Aguas, quién evalúe qué hacer con las instalaciones a medida que se van extinguiendo estas concesiones. Según ha explicado, deberá analizarse «en el marco comunitario» si estas instalaciones son financieramente viables, o incluso si deben ser demolidas en caso de que su mantenimiento sea contrario al interés público. Asimismo, Ribera ha señalado que podrían sacarse de nuevo a concurso instalaciones.

En estos pliegos, ha añadido, deberá incorporarse la retribución al organismo de cuenca por canon concesional, un plan de inversiones, una valoración del inmovilizado con su inventario y con la obligatoriedad de que la reversión sea «gratuita y libre de cargas», de forma que la Administración no deba asumir ningún coste en caso de aprovechar las instalaciones. En este sentido, la ministra cree que «la demanda social» de «revertir al interés público» los beneficios de las instalaciones hidroeléctricas «debe ser atendida«, una demanda que, ha asegurado, «encaja» con las premisas de las directivas comunitarias correspondientes.

El diputado Josep Vendrell (En Comú Podem) ha coincidido en la «oportunidad histórica» que se presenta con la caducidad de estas concesiones. A su juicio, han sido «un chollo» durante estos años al tratarse de centrales «hiperamortizadas». Por ello, ha reclamado al Gobierno que facilite la gestión de las mismas a través de sociedades públicas que exploten estas instalaciones y, aunque ha concedido que es «admisible» que puedan volver a producirse concursos, «no sin revertir beneficios» al sector público, y ha defendido que la reversión pueda llevarse a cabo a través de una titularidad pública.

Ha exigido un «debate a fondo» sobre esta cuestión, el establecimiento de auditorías sobre las concesiones, la verificación del cumplimiento de las condiciones establecidas y el papel que han jugado estas instalaciones en los precios del sistema eléctrico. Y es que ha señalado que la producción de energía hidroeléctrica «es enormemente rentable«, pues al estar construidas en un anterior período regulatorio y estar ya amortizadas, gozan de una sobrerretribución que, ha recordado, el acuerdo presupuestario del Gobierno con Unidos Podemos, llamaba a acabar. Asimismo, ha recordado las denuncias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) por casos de «manipulación de precios».

El Tribunal Supremo confirma la sanción de 18,4 millones a Nuclenor por el cese unilateral de la central de Garoña

Europa Press.- La Sala III de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo confirmó la sanción de 18,4 millones de euros que la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) impuso en julio de 2014 a Nuclenor por una infracción muy grave prevista en la Ley del Sector Eléctrico por el cese de la explotación de la central nuclear de Santa María de Garoña acordado de forma unilateral en diciembre de 2012 sin comunicarlo con la antelación suficiente a la Administración.

Se consideró entonces que la empresa propietaria de la planta, participada al 50% por Endesa e Iberdrola, incurrió en la infracción consistente en «la reducción sin autorización de la capacidad de producción o de suministro de energía eléctrica». Nuclenor recurrió el acuerdo de Competencia a la Audiencia Nacional, que desestimó el recurso en junio de 2016, y a continuación recurrió la sentencia de la Audiencia ante el Tribunal Supremo, que lo rechazó, entre otros motivos, al no compartir que en el caso concurriese el presupuesto de «causas imprevistas» que habría permitido excluir la necesidad de comunicación de la decisión del cese en la explotación con una antelación de un año.

En ese sentido, la sentencia de la Audiencia Nacional, ahora confirmada, destacó que no podía considerarse como una circunstancia de carácter técnico, susceptible de ser una causa imprevista, la derivada de la entrada en vigor de una reforma legislativa que afectaba de forma sensible a la fiscalidad de las centrales nucleares. Según recogió la misma sentencia, la decisión de Nuclenor de cesar la explotación sita en Burgos se adoptó el 14 de diciembre de 2012, y la comunicación de dicho acuerdo, sin embargo, no se produjo hasta transcurridos 14 días.

«La recurrente siguió una política de hechos consumados, limitándose a comunicar al Ministerio su decisión unilateral de cese, comunicación que, además, no tuvo lugar hasta el 28 de diciembre de 2012, con ocasión de la publicación de la Ley de Medidas Fiscales y, lo que se subraya en la Resolución sancionadora, cuando el proceso de descarga del combustible estaba ya concluido desde el anterior 22 de diciembre, de forma de que la indisponibilidad de la potencia de Garoña era ya un hecho irreversible en el año 2012″, destacó la Audiencia.

El Supremo indica que la resolución sancionadora aplicó correctamente el tipo previsto en la Ley del Sector Eléctrico. «en la medida que existe una plena concordancia entre la ejecución de la decisión empresarial de cese en la explotación de la central de Garoña, que ha supuesto una reducción de la capacidad de producción del sistema eléctrico de 455,9 MW, y la conducta ilícita descrita» en el correspondiente artículo de la Ley del Sector eléctrico. Asimismo, considera que no se vulneró el principio de proporcionalidad en la cuantía de la sanción, teniendo en cuenta también el impacto sobre la garantía de suministro de energía eléctrica y la afectación al mercado eléctrico.

La CNMC celebra la sentencia

Por su parte, el presidente de la CNMC, José María Marín Quemada, ha resaltado que la sentencia está «alineada con los planteamientos del súperregulador. Marín Quemada ha señalado que Endesa e Iberdrola, propietarios al 50% de la central nuclear de Garoña, decidieron cerrarla «por decisión unilateral» y en contra de la normativa, que establece que hay que avisar a las autoridades con un tiempo y cumplir unos trámites, para no afectar a los precios ni a la seguridad del suministro.

«Los propietarios pensaron que no era imprescindible, la CNMC actuó por seguridad energética y, en el uso de nuestras obligaciones, procedimos a imponer una sanción. Los propietarios fueron a los tribunales y la sentencia está alineada con los planteamientos con la CNMC», ha destacado Marín Quemada. Marín Quemada ha destacado que el alto tribunal está sancionando en línea con la opinión de la CNMC el 82% de las cuestiones que le llegan. «Hay todavía una brecha del 18%, y eso nos ha obligado a hacer en los últimos años una serie de esfuerzos para reducirla. Aún no estamos satisfechos», ha manifestado el presidente del organismo.

Respecto al recibo de la luz, Marín Quemada ha insistido en que sigue siendo de «dificilísima comprensión» por parte de los clientes, y ha recordado que se compone de tres elementos: el precio de la generación eléctrica, lo que se paga por otros conceptos (peajes) y los impuestos. «En los peajes hay una mezcla tremenda de compensaciones a cierre de instalaciones, subvenciones a renovables… ese totum es lo que convendría aclarar, porque es de dificilísima compresión por los clientes», enfatizó.

Tras constatar que «no siempre», pero sí a veces, se cumple el llamado efecto cohete y pluma en los precios de los carburantes, que trasladan las subidas del crudo con mucha rapidez, pero no así las bajadas «cuando se acerca un periodo vacacional o punta de consumo», ha considerado razonable el plazo de 20 años dado por el Gobierno para el fin de las matriculaciones de vehículos diésel, gasolina, híbridos o a gas, que no podrán circular por España a partir de 2050. «Si así lo ha establecido el Gobierno, sus razones tendrá», ha manifestado.

Por último, tras ser alabado por la ministra de Economía, Nadia Calviño, a la labor de la CNMC, lo que aleja el fantasma de una reordenación de los organismos supervisores promovido por el anterior Gobierno, Marín Quemada, que se considera «totalmente independiente», ha señalado que cuando a los políticos se les explica que los sectores están interrelacionados, que las cuestiones son transversales, lo entienden. «La CNMC tiene que aproximarse a esos mercados con una visión de conjunto y con la transversalidad de la competencia», apuntó.

La demanda eléctrica crece un 1,1% en octubre con la energía nuclear y la eólica como principales fuentes de generación

Europa Press.- La demanda peninsular de energía eléctrica en octubre alcanzó los 20.391 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 1,1% con respecto a la registrada en el mismo mes del año anterior, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda eléctrica aumentó un 0,3% con respecto a octubre de 2017.

La producción de origen eólico alcanzó los 4.322 GWh en el mes, un 35,6% superior a la del mismo periodo del año pasado, y supuso el 20,6% de la producción total. Por su parte, la nuclear fue la fuente que más aportó al sistema en el mes, con el 24,5% de la generación. El carbón representó el 16,2% de la generación, los ciclos combinados el 12,2%, la cogeneración el 11,9%, la hidráulica el 7,1%, la solar fotovoltaica el 2,6% y la solar térmica el 1,4%.

En los 10 primeros meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se situó en los 221.487 GWh, un 1% más que en el 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda se mantiene un 1% superior. En lo que va de 2018, la nuclear es la principal fuente de generación, con el 22% del total, seguida de la eólica (19,5%), hidráulica (14,4%), carbón (13,8%), cogeneración (11,6%), ciclos combinados (10%) y solar fotovoltaica (3,2%).

REE concluye toda la red para el nuevo cupo eólico en Canarias, que permitirá cubrir el 20% de la demanda

Europa Press.- La directora general de Transporte de Red Eléctrica de España (REE), Eva Pagán, anunció que la compañía ha culminado toda la red de transporte necesaria para dar cumplimiento al nuevo cupo eólico canario antes de acabar el año, lo que permitiría cubrir con este tipo de generación hasta el 20% de la demanda del archipiélago frente al 7,8% de 2017.

REE culminó todas las instalaciones de la red de transporte, «necesarias para la evacuación de los futuros parques eólicos». También realiza un «importante» esfuerzo en gestionar el acceso y la conexión de los promotores solicitantes y en tramitar los proyectos de las instalaciones. La inversión prevista asciende a 434 millones de euros y los puestos de trabajo generados serán 5.196 empleos. Entre las nuevas instalaciones, Pagán destacó 2 subestaciones en Gran Canaria, 3 en Tenerife, así como actuaciones en Lanzarote y Fuerteventura. «Es importante no solo las instalaciones sino también que la red de transporte sea capaz de gestionarlo», indicó.

Pagán aseveró que lo logrado en Canarias demuestra que «nada es imposible» pues, reconoció, que ni ellos se pensaron «capaces de lograr lo que se está a punto de conseguir en el sistema canario». Destacó también el bombeo Chira-Soria, «al servicio del operador del sistema» y mediante bombeo de una presa a otra para lograr «más integración de renovables, aumentar la seguridad del sistema y mejorar la garantía de suministro«.