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España aumentó un 4,4% sus emisiones de CO2 en 2017 al usar más carbón y menos hidráulica para generar electricidad

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Europa Press.– Las emisiones de gases efecto invernadero (GEI) aumentaron en un 4,4% en 2017 en España respecto a 2016, lo que supone el mayor incremento interanual desde 2002, según datos del Avance del Inventario de Emisiones de GEI del Ministerio para la Transición Ecológica, que señala que España emitió 338,8 millones de toneladas de CO2 equivalente.

El inventario, que será remitido a la Comisión Europea, expone que la principal razón de este aumento se encuentra en las emisiones procedentes de la generación de electricidad, que suponen un 21% del total de emisiones y crecieron un 18,8% durante 2017 ya que hubo una mayor producción de las centrales térmicas de carbón, en un 20,6%, y de los ciclos combinados de gas, en un 27,5%, al mismo tiempo que la producción de las centrales hidroeléctricas cayó un 49% a consecuencia de la pertinaz sequía en un año hidrológicamente muy seco y que tuvo unos niveles similares de producción eólica, que aumentó un 0,4%..

Para el secretario de Estado de Medio Ambiente, Hugo Morán, el balance es «negativo» y por ello ve necesaria una mayor penetración de las fuentes renovables en el mix energético ya que considera que «España no puede seguir fiando los buenos o malos resultados de la trayectoria de emisiones a las condiciones climatológicas«. “Es preciso definir una hoja de ruta para mantener unos resultados óptimos, aun cuando las condiciones climatológicas sean adversas, y desacoplar cuanto antes el crecimiento económico de las emisiones de gases de efecto invernadero», afirma Hugo Morán.

Los datos apuntan que todos los sectores emisores experimentaron un aumento de las emisiones, en un año en el que el Producto Interior Bruto (PIB) en España creció un 3,1% y que fue hidrológicamente «malo» ya que fue «el más cálido y el segundo más seco desde 1965». Así, la principal subida se debió a la generación de electricidad, cuyas emisiones aumentaron un 18,8%; el sector industrial, 3,2%; transporte por carretera, 2,5% o de la agricultura, 2,9%. También se han registrado descensos, especialmente en los gases fluorados, cuyas emisiones cayeron un 17,2% y el sector residencial, con un 2,8% menos.

De este modo, con datos preliminares de 2017, el nivel de emisiones globales se situaría un 17,8% por encima del año 1990 y un 23% por debajo de las emisiones de 2005. Según indicó el Ministerio para la Transición Ecológica, el objetivo es elevar la ambición en la lucha contra el cambio climático de España, planteando una reducción de alrededor de un 20% sobre el nivel de 1990 para 2030, que traducido a las cifras actuales significaría un descenso de algo más de un 45%.

El Ministerio pretende plasmar esta ambición en el proyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética que espera someter a información pública antes del mes de agosto y que fijará la senda para cumplir con los objetivos de recorte de emisiones marcada por el Acuerdo de París. Las emisiones procedentes de los sectores sujetos al régimen de comercio de derechos de emisión de la Unión Europea (ETS), un 40% del total, aumentaron un 10,3%, mientras que las emisiones de los sectores difusos (residencial, comercial e institucional; transporte; agrícola y ganadero; gases fluorados, e industria no sujeta al comercio de emisiones) lo hicieron un 0,6%.

El sector con más peso es el transporte (26%), seguido de la generación de electricidad (21%), las actividades industriales (19%) y la agricultura (10%). Por gases, el CO2 supone el 81% de las emisiones totales de GEI, seguido del metano (11%). En cuanto a los sumideros de carbono, las emisiones absorbidas han descendido un 4,8%, en gran parte debido a la disminución del efecto de las repoblaciones sobre el incremento de biomasa forestal y a un notable aumento en las emisiones derivadas de incendios forestales.

Los datos del Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de 2017 expone que las emisiones del transporte aumentaron un 2,6% respecto a 2016, sobre todo por el transporte en carretera (25% del total con un aumento del 2,5%) y del transporte aéreo nacional (0,8% del total de las emisiones con un crecimiento interanual del 6,2%). Por su parte, aunque con un menor peso en el global del sector, el transporte por ferrocarril y la navegación doméstica aumentaron sus emisiones (+3,9% y +0,6% respectivamente).

En cuanto a la industria, se estima que en 2017 las emisiones de la combustión en los sectores industriales creció un 4,2%, ligado al incremento de estas emisiones en el régimen ETS. Asimismo, las emisiones de los procesos industriales registraron variaciones interanuales al alza, del 1,4% en el conjunto de minerales no metálicos (cemento, cal, vidrio y cerámica); del 0,3% en la industria química; y del 1,2% en la metalurgia.

La parada de los reactores nucleares de Vandellós II y Almaraz frena el descenso en el precio de la electricidad

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Europa Press / EFE.- El precio de la electricidad ha visto frenado en lo que va de abril el descenso que venía registrando a lo largo de estos primeros meses del año debido a la interrupción provisional de la actividad de las centrales nucleares de Vandellós II y Almaraz, según expertos del Grupo ASE, una compañía especializado en asesoría y gestión energética para empresas.

En concreto, el precio del mercado mayorista, el conocido como pool, se ha situado en la primera quincena de abril en los 40,6 euros por megavatio hora (MWh), precio que, aunque es un 7,1% más bajo de lo que marcaba hace un año, supone un repunte del 1% con respecto a los 40,18 euros por MWh de media que marcó en marzo. Según Grupo ASE, la parada de las dos centrales supone una reducción de la producción nuclear a un 70% de su plena carga. Además, añade que hay que sumar una menor producción eólica durante la última semana, factores que llevaron al pool a situarse en niveles de precios muy superiores a los esperados.

El pasado 13 de abril, el mercado mayorista cerró a 59 euros por MWh, un precio que no es propio del mes de abril, según los analistas del grupo, a pesar de que la producción hidráulica marcó ese mismo día el máximo en lo que va de año, con 190 gigavatios hora (GWh). No obstante, los expertos subrayan que el aumento de la producción hidráulica no garantiza precios bajos «si no hay suficiente oferta de energía más económica (nuclear y eólica) que entre en competencia».

Los analistas del Grupo ASE esperan que al menos hasta el 31 de mayo se mantengan unos precios altos para esta época del año en el mercado mayorista diario. Así, consideran que esta podría ser la tendencia, con un alza de los precios del pool, «a pesar de la abundancia de oferta hidráulica, provocado por la reducción de generación nuclear«. Vandellós II está reparando un goteo de agua que se ha descubierto y Almaraz estará parada aproximadamente hasta el 10 de mayo mientras se procede a su recarga de combustible, mientras que poco después está programado que Trillo inicie su desconexión también para recargar combustible.

En lo que se refiere al mercado de futuros, ha reaccionado al alza al no efectuarse el arranque previsto de Vandellós II y subió hasta 50 euros por MWh para mayo, mientras que junio se sitúa en 55 euros por MWh, lo que implica incrementos de más del 10% respecto a la pasada semana. Todos los mercados de futuros eléctricos europeos se han visto afectados por el alza de las commodities (Brent, gas, carbón y emisiones de CO2) con subidas de entre el 5% y el 7% en sus productos.

El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante al IVA y al Impuesto de Electricidad. El Gobierno congeló para 2018 los peajes y cargos eléctricos con los que los consumidores sufragan los costes regulados. Por su parte, los precios diarios del mercado mayorista se fijan con un día de antelación, alrededor del mediodía.

Iberdrola aumenta su producción un 3,2% en España y un 6,6% en el mundo en el primer trimestre del año

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EFE.- El grupo Iberdrola alcanzó una producción global de 40.004 gigavatios hora (GWh) en el primer trimestre del año, un 6,6% más que en el mismo período de 2017, impulsado por la generación renovable, según comunicó la empresa a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). En España, la producción creció un 3,2%, hasta 16.091 GWh, gracias también a la mayor aportación de las renovables.

La producción con energías renovables aumentó un 14,8% a nivel global y los incrementos más destacados correspondieron a la eólica marina (86,9%), por la conexión del parque Wikinger (Alemania), a la eólica terrestre (19,1%) y a la hidroeléctrica (6%). En España, la normalización de las precipitaciones y de las condiciones de viento elevaron un 15,4% la generación renovable. Destacan los incrementos registrados en la generación eólica (24,4%) y en la hidroeléctrica (6%), así como en las centrales de ciclo combinado de gas (37,3%), pero cayó la producción con carbón (-26,1%).

La producción aumentó en todos los países en los que Iberdrola opera: Reino Unido (21%), Estados Unidos (8,2%), Brasil (8,8%), México (3,9%) y resto del mundo (42,2%). La capacidad instalada de Iberdrola ascendió, al cierre del primer trimestre, a 48.683 megavatios, un 2,8% más que en el año pasado. La potencia renovable creció un 5%, hasta 29.200 megavatios instalados. El 60% de la capacidad de Iberdrola en todo el mundo corresponde ya a fuentes renovables.

España llega a marcar por sexta vez junto a Portugal el precio eléctrico mayorista más bajo de la Unión Europea

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EFE / Europa Press.- El precio de la electricidad en el mercado mayorista español, junto al fijado en Portugal, ha marcado por 6 ocasiones en las últimas semanas el más bajo de la Unión Europea. En la última de estas ocasiones, el precio medio mayorista de la electricidad se situó en España y Portugal en 31,03 euros por megavatio hora (MWh), según datos de OMIE, el operador del mercado.

Habitualmente, los precios mayoristas más reducidos se registran en los países escandinavos, que obtienen un porcentaje muy elevado de la electricidad de sus centrales hidroeléctricas. Sin embargo, en esta ocasión, los precios mayoristas en Suecia, Noruega y Finlandia estuvieron en 42 y 43 euros MWh, si bien Italia, con precios de 57 y 59 euros MWh, tiene los más altos en la Unión Europea, por encima incluso de los de Reino Unido (56 euros/MWh). En las últimas semanas, el precio del pool en España ha sido el más bajo de la Unión Europea, destacando especialmente el pasado Viernes Santo, cuando marcó 4,5 euros por MWh de media, su precio más bajo desde marzo de 2014.

Los precios de la electricidad en España este año se ven favorecidos por una climatología más favorable que en 2017, marcado por la sequía y la falta de viento, que está propiciando una mayor generación hidroeléctrica y eólica, fuentes de generación más baratas que el gas. De hecho, en marzo, la producción de origen eólico ascendió a 6.937 gigavatios hora (GWh), un 62,7% más que en el mismo periodo del año pasado, y representó el 32,9% de la producción total, siendo la principal fuente en la generación, según datos de Red Eléctrica, por delante de nuclear (19,2%) y muy por encima de los ciclos combinados (5,9%) y el carbón (5,4%).

En el primer trimestre de 2018, la eólica también fue la principal fuente de generación, con el 26,5% del total, seguida de la nuclear (21,6%) y la hidráulica (13,5%). El mercado mayorista de la electricidad funciona de forma marginalista, de modo que las tecnologías entran por orden de coste y la última de ellas en participar, la más cara, marca el precio para el conjunto.

Los precios horarios se aplican a los consumidores que dispongan de contadores inteligentes y tarificación por horas, entre los que figuran los usuarios que tienen contratado el Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) y disponen de estos aparatos. El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante al IVA y al Impuesto de Electricidad.

Las emisiones de CO2 del sistema eléctrico caen un 14,31% en 2018 gracias a la lluvia y el viento

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Europa Press / EFE.- El carrusel de borrascas, que han dejado abundantes precipitaciones y fuertes vientos durante el mes de marzo, han elevado la producción de electricidad procedente de energía hidráulica un 58,9% y la eólica un 66,1%, según datos de Red Eléctrica de España. Asimismo, el viento y la lluvia de principios de año ha permitido reducir las emisiones de CO2 del sector eléctrico un 14,31% entre los meses de enero y febrero respecto al mismo periodo de 2018.

Así, en los dos primeros meses del año se han emitido 11.373.479 toneladas de CO2: 5.571.617 toneladas de CO2 en enero y 5.801.862 toneladas de CO2 en febrero, mientras que en los mismos meses de 2017 se alcanzaron 13.272.797 toneladas de CO2 (7.880.199 en enero y 5.392.598 en febrero). De estas emisiones de 2018, 3,07 millones de toneladas de CO2 en enero y 3,5 millones de toneladas de CO2 en febrero se debieron al carbón; y 926.158 toneladas de enero y 1,037 millones de febrero, fueron emitidas por el ciclo combinado, con el gasoil como principal combustible. Por su parte, las emisiones procedentes de electricidad generada con fuel + gas alcanzaron 463.905 toneladas en enero y 434.893 toneladas en febrero.

Hace un año, en febrero la electricidad ocasionó 5.392.972 toneladas de CO2, de las que 3.340.224 se debieron al carbón; 411.754 toneladas de CO2 al fuel + gas; 761.479 toneladas de CO2 al ciclo combinado. En enero, de las 7.880.199 toneladas de CO2 generadas por la electricidad, la mayor parte se debieron al carbón, con 5.117.837 toneladas de CO2, seguidas por las 1.319.176 del ciclo combinado y de las 465.272 toneladas de CO2 de fuel + gas. En el conjunto de 2017 las emisiones de CO2 del conjunto del sector eléctrico alcanzaron 74,9 millones de toneladas de CO2, tras dispararse a consecuencia de la sequía un 17,8%, de acuerdo con los datos de Red Eléctrica.

En el 2017 las fuentes renovables cubrieron el 33,3% de la producción eléctrica peninsular frente al 40,8% del año anterior. Se trató del peor dato de los últimos cinco años, precisamente por la caída del 48,4% de la energía hidráulica respecto al año 2016. En 2017 la hidráulica apenas cubrió el 7% de la demanda, frente al 14,2% de 2016, y esta se sustituyó principalmente por el carbón, que aumentó a lo largo del año para cubrir un 17% de la electricidad, y de los ciclos combinados, con un 13,9%, frente al 10,2% de 2016.

En marzo de 2018, las fuentes renovables generaron el 56,6% de la electricidad, que sumado al 19,1% generada por la nuclear, suman un 75,7% de electricidad proveniente de fuentes no emisoras de CO2. Asimismo, en lo que va de año esta cifra de generación sin CO2 alcanza un 57,1%. La principal causa detrás de este aumento experimentado en lo que va de 2018 está en las sucesivas borrascas y las abundantes precipitaciones que han dejado y que han elevado la producción de electricidad con energía hidráulica un 58,9% en marzo y un 66,1% la eólica.

Con este incremento, en marzo otras fuentes de energía no emisoras de CO2 han experimentado una reducción: del 14,9% en el caso de la nuclear; del 25,9% en el caso de la solar fotovoltaica y un 57% la solar térmica. Además, fruto de este incremento en la hidráulica y la eólica, la producción eléctrica con carbón, que sí emite CO2, se redujo un 17,4% y el ciclo combinado un 10,9%.

Según fuentes de Red Eléctrica de España, el año 2017, a diferencia de lo que está ocurriendo en los últimos dos meses, fue en general un año seco y pausado en cuanto al viento. Si bien, han añadido que las lluvias se han sumado a los embalses de consumo hidroeléctrico principalmente en el mes de marzo, ya que cerraron febrero con unas reservas del 31%.

Durante el mes de febrero, la hidráulica también experimentó un importante crecimiento, aunque no tanto como en marzo, con un 20,5% más que en el mismo mes de 2017, aunque en los dos primeros meses del año generó el 13,8% del total de la electricidad. Sin embargo, el carbón generó en febrero un 5,6% más que el año anterior y el ciclo combinado un 30,5% más que en el mismo mes del año pasado, mientras que la eólica se ha reducido en febrero un 5% respecto al año pasado y la nuclear generó ese mes un 3,9% menos que en el mismo mes de 2017.

Pool en mínimos desde 2014

Por otro lado, España ha registrado el precio de la energía eléctrica en el mercado mayorista más bajo desde marzo de 2014 y que, además, volverá a serlo también de la Unión Europea, junto al fijado en Portugal. A ello ha contribuido la aportación de las centrales hidroeléctricas y de los parques eólicos, algo que ya ha ocurrido varias veces este año. De este modo, el precio medio mayorista de la electricidad se situó en España en 4,5 euros por megavatio hora, el mismo que en Portugal, según datos de OMIE, el operador del mercado.

Habitualmente, los precios mayoristas más reducidos se registran en los países escandinavos, que obtienen un porcentaje muy elevado de la electricidad de sus centrales hidroeléctricas. Sin embargo, en esta ocasión, los precios mayoristas en Suecia, Noruega y Finlandia, de 41 euros por megavatio hora, están muy por encima de los fijados en España y Portugal. Otros países europeos como Francia (39,9 euros por MWh), Alemania (29 euros por MWh), Inglaterra (57 euros por MWh), Italia (53 euros por MWh) o Bélgica (44 euros por MWh), también dan precios bastante más altos que los de España.

La participación de las renovables, especialmente la eólica, en la generación, es una de las causas principales de este abaratamiento en el mercado mayorista de la electricidad. De hecho, en el mes de marzo, la producción de origen eólico asciende a 6.937 gigavatios hora (GWh), un 62,7% más que en el mismo periodo del 2017, y representa el 32,9% de la producción total, siendo la principal fuente en la generación, según datos de Red Eléctrica (REE), por delante de la nuclear (19,2%) y muy por encima de los ciclos combinados (5,9%) y el carbón (5,4%).

En 2018, la eólica también es la principal fuente de generación, con el 26,5% del total, seguida de la nuclear (21,6%) y la hidráulica (13,5%). Los ciclos combinados y el carbón han aportado el 8,5% y el 12,2%, respectivamente, mientras que la cogeneración ha contribuido con el 11%. El mercado mayorista de la electricidad funciona de forma marginalista, de modo que las tecnologías entran por orden de coste y la última de ellas en participar, la más cara, marca el precio para el conjunto. El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final.

El precio de la electricidad cae un 23% en la primera quincena de marzo por el viento y la lluvia

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Europa Press.- El precio de la electricidad cayó en la primera quincena de marzo un 23,1% con respecto al cierre del pasado mes de febrero debido a la mayor participación de la eólica y la hidráulica en la generación. En concreto, el precio en el mercado mayorista, el conocido como pool, en el periodo se ha situado en 42,19 euros por megavatio hora (MWh), frente a los 54,88 euros por MWh que marcó de media en febrero.

Esta caída se debe a las condiciones climáticas ya que los numerosos frentes que han atravesado la Península en las últimas semanas han traído más viento y más lluvia, según datos del Grupo ASE. Así, la producción eólica ha crecido un 70% y la hidráulica un 40% con respecto al mismo mes del 2017. Lo que ha hecho que el precio del pool no haya caído más es el contrapeso de factores como la parada de la central nuclear de Vandellós desde primeros de marzo, que ha reducido la producción nuclear un 15%, el descenso de las importaciones de electricidad desde Francia o el incremento en un 5% de la demanda eléctrica debido a las condiciones climáticas, añade la consultora.

El pasado 11 de marzo el precio de la electricidad marcó su nivel más bajo del año, con una media diaria de 7,64 euros por megavatio hora (MWh), siendo además el precio del pool más bajo de toda Europa, junto a Portugal. Este precio representó una caída de más del 76% con respeto a los 31,96 euros por MWh de media marcados para el día anterior e igualó así el nivel de 7,64 euros por MWh de media que se registró el 1 de enero.

La proyección del mercado de futuros, donde las próximas semanas están cotizando entre 40 y 44 euros por MWh, apuntan a que marzo cerrará en un precio próximo a los 42 euros por MWh. El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante al IVA y al Impuesto de Electricidad. El Gobierno ha congelado para 2018 los peajes y cargos eléctricos con los que los consumidores sufragan los costes regulados. Los precios se fijan con un día de antelación.

La abundancia de lluvia y viento deprime el precio del mercado eléctrico en España

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EFE.- La electricidad en el mercado mayorista registró este pasado domingo en España y Portugal el precio más bajo de Europa al situarse en 7,64 euros el megavatio hora (€/MWh), de acuerdo con datos del operador del mercado, OMIE. La cotización de la electricidad en el mercado mayorista español contrasta con el precio alcanzado en Reino Unido, donde se situó a 60€/MWh, mientras que en los países escandinavos se fijó en 36€/MWh, en 32€/MWh en los Países Bajos, en 29€/MWh en Alemania y en 27€/MWh en Francia.

Según fuentes del sector, ese precio, que podría ser también el más bajo del año, se ha alcanzado por las actuales condiciones meteorológicas de abundancia de lluvia y vientos persistentes, lo que ha propiciado la producción eléctrica de renovables. Estas fuentes han añadido que en la consecución de ese precio también han influido las medidas introducidas por el Gobierno, como la congelación de los peajes eléctricos. El precio mayorista supone en torno al 35% de la tarifa eléctrica regulada, el conocido como PVPC, mientras que el 65% restante depende de los peajes, que fija el Gobierno, y de los impuestos.

El precio del mercado eléctrico sube un 7,6% en la primera quincena de febrero por el temporal de frío

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Europa Press.- El precio de la electricidad ha subido en la primera quincena de febrero un 7,6% con respecto al mismo periodo de enero debido al aumento del consumo durante la ola de frío. En concreto, el precio del mercado mayorista, el conocido como pool, se ha situado en el periodo en 53,82 euros por megavatio hora (MWh).

Esta subida en el precio de la electricidad ha estado motivada principalmente por el incremento de la demanda, que ha crecido casi un 10% debido a las bajas temperaturas en el periodo en la Península Ibérica, según datos de Grupo ASE. En el mercado de futuros, el precio de la electricidad cotiza en la segunda quincena a unos 52 euros por MWh, por lo que presumiblemente el mes cerrará ligeramente por encima de los niveles que registraba hace un año (51,74 euros por MWh) y del que marcaba el pasado enero (49,98 euros por MWh).

Según la consultora energética, las reservas hidráulicas se mantienen muy bajas, permitiendo una mayor entrada de fuentes fósiles en la generación que encarecen el precio. No obstante, las importaciones, que se están incrementando un 60% respecto al 2017, han permitido «equilibrar fuerzas y moderar el precio». Así, el mix energético se mantiene similar al de los últimos meses, con una presencia notable de la eólica y una generación nuclear a pleno rendimiento. Sin embargo, la hidroeléctrica fue muy baja y, para hacer frente a la demanda, los ciclos combinados (gas) y el carbón han estado por encima de la media, aunque su mayor coste ha sido compensado con la importación.

El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante, al IVA y al Impuesto de Electricidad. El Gobierno ha congelado para 2018 los peajes con los que los consumidores sufragan los costes regulados. Por su parte, los precios diarios del mercado mayorista se fijan con un día de antelación.

La demanda de electricidad crece un 1,1% en 2017

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Europa Press.- La demanda de energía eléctrica en la Península Ibérica alcanzó los 252.755 gigavatios hora (GWh) en el año 2017, lo que representa un incremento del 1,1% con respecto al año 2016, según indicó Red Eléctrica de España (REE). 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 fue un 1,6% superior con respecto a 2016.

En diciembre, la demanda de energía eléctrica ha sido de unos 22.219 GWh, un 4,1% superior a la registrada en diciembre del 2016. Teniendo en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, aumentó un 5,3% con respecto a diciembre de 2016. La producción eólica alcanzó los 5.243 GWh, un 102,4% superior a la de diciembre del 2016, representando la primera fuente de generación con el 24,3%. Le siguió la nuclear (21,8%), el carbón (19%), los ciclos combinados (14,1%) y la cogeneración (11%). La generación procedente de renovables representa el 33,2% de la producción total y el 54,7% procedió de tecnologías que no emiten CO2.

La nuclear fue la tecnología que más aportó en el 2017, con un 22,6% de la generación total, seguida de la eólica (19,2%), el carbón (17,4%), los ciclos combinados (13,8%) y la cogeneración (11,5%). La hidráulica tan solo aportó el 7,3% de la generación en 2017, la mitad que en 2016, mientras que la solar fotovoltaica cubrió el 3,2% y la solar térmica el 2,2%.

El Congreso, sin el PP, urge al Gobierno a «reformar en profundidad» el mercado eléctrico y auditar los costes

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Europa Press.- El Pleno del Congreso ha aprobado una iniciativa por la cual se insta al Gobierno a realizar una reforma «en profundidad» del mercado eléctrico con el fin, entre otras cuestiones, de impulsar un nuevo sistema de fijación de precios, acorde al coste de generación de cada tecnología, y realizar una auditoría de los costes. La iniciativa, impulsada por Unidos Podemos y finalmente pactada con el PSOE y Ciudadanos, encontró la oposición del PP, PNV y UPN, que han votado en contra.

El texto aprobado por el Congreso insta al Gobierno a «reformar en profundidad el mercado eléctrico, en un marco de competencia efectiva y al mínimo coste posible», con el fin de «compatibilizar las inversiones de largo plazo en la nueva generación necesaria para la transición energética» con «un mercado de corto plazo que promueva la gestión más eficiente del parque de generación disponible en cada momento». En este punto, el Congreso pide al Gobierno reducir «la incertidumbre sobre los retornos con los que se recuperan esas inversiones», en referencia a los cambios de las retribuciones a las renovables, y «avanzar en la progresiva sustitución de las centrales nucleares por renovables».

Nuevo sistema para fijar precios

En este sentido, la Cámara Baja emplaza al Ejecutivo a adoptar «las medidas necesarias para evitar la sobreremuneración en el mercado eléctrico, especialmente en centrales que se benefician actualmente de una disparidad entre el precio de coste y el precio real». Como ejemplo, el Congreso propone «un gravamen para terminar con los beneficios caídos del cielo o excluirlos del mercado como en otros países». Precisamente, la iniciativa también insta al Gobierno a modificar el sistema de fijación del precio de la electricidad, «y del mercado específicamente», para que «refleje adecuadamente el coste de generación de cada tecnología construido sobre la base de un marco predecible y garante de precios estables».

Así, el Congreso quiere que el sistema «tenga como objetivos básicos facilitar la transición energética hacia un modelo seguro, sostenible y eficiente, la no transferencia de rentas injustificadas a las empresas eléctricas, la garantía de acceso al servicio para satisfacer las necesidades básicas de la ciudadanía, y el estímulo del ahorro y la eficiencia energética dados los enormes impactos ambientales asociados a la generación eléctrica«.

Asimismo, reclama la realización de una auditoría de costes de todo el sistema eléctrico «incluyendo un estudio de los costes de generación de las distintas unidades en operación en nuestro país«. También llama a «reformar la parte regulada de la tarifa», con el fin de reducir el peso de la potencia contratada en la tarifa y aumentar la parte variable en función del consumo, «incentivando la eficiencia y el ahorro energético». Por último, el Congreso pide garantizar que la energía hidroeléctrica generada en las centrales cuyas concesiones caduquen «no sea utilizada con fines especulativos». Inicialmente, el texto propuesto por Unidos Podemos abogaba por recuperar la gestión pública de estas centrales.