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El Gobierno británico aprueba el megaproyecto eólico marino de Iberdrola ‘East Anglia Three’ de 1.200 MW

Servimedia.- Iberdrola ha recibido el visto bueno del Ministerio de Energía y Estrategia Industrial de Reino Unido (BEIS) para la construcción del parque eólico marino ‘East Anglia Three’, que tendrá una potencia instalada de hasta 1.200 megavatios (MW).

La compañía informó este lunes en un comunicado que, gracias a esta aprobación, podrán construir en aguas inglesas este megaproyecto renovable, «el más ambicioso realizado hasta la fecha por una empresa española en el sector de las energías renovables».

Este nuevo parque eólico marino se une al que ya desarrolla Iberdrola en la misma zona, denominado East Anglia One, de 714 MW de capacidad. De este modo, el futuro complejo de East Anglia alcanzará los 2.000 MW de potencia, convirtiéndose en una de las mayores instalaciones renovables del mundo.

East Anglia Three estará ubicado a 69 kilómetros mar adentro de la costa de Norfolk, cerca del área metropolitana de Londres, y podrá dar suministro eléctrico a aproximadamente un millón de hogares ingleses. El objetivo de Iberdrola es iniciar la construcción en el año 2022, de cara a comenzar la producción en 2025.

La instalación cubrirá un área de hasta 305 kilómetros cuadrados y requerirá la instalación de entre 100 y 120 aerogeneradores para proporcionar la capacidad total. La compañía tiene previsto instalar turbinas de nueva generación en este desarrollo eólico marino, las de mayor tamaño y eficiencia del mercado, con una altura de hasta 247 metros, el equivalente a dos veces y media el tamaño del Big Ben (96 metros).

East Anglia Three supondrá la puesta en marcha de una infraestructura eléctrica con hasta cuatro subestaciones marinas; una plataforma marina que albergará el alojamiento de las operaciones; hasta cuatro cables submarinos para la exportación de la energía desde el parque eólico a la costa; y una subestación en tierra, ubicada en el condado de Suffolk, para conectar el parque eólico con la red eléctrica de National Grid.

La central nuclear de Trillo produjo 3.846 GWh en el semestre, el 2,84% de la producción eléctrica total en España

EFE / Europa Press.- La central nuclear de Trillo (Guadalajara) ha producido una energía bruta de 3.846 GWh en el primer semestre del año, lo que supone el 2,84% de la producción total de electricidad de España y el 13,5% del total de 28.460 GWh del sector energético nuclear. En total, las centrales nucleares han producido el 21% de la energía eléctrica del país.

Así lo señaló el director de la central, Aquilino Rodríguez, que calificó el primer semestre de «muy bueno» porque «no ha habido incidentes en la planta y la recarga se ha desarrollado con plena satisfacción». No obstante, ha reconocido como nota negativa los 3 accidentes laborales con baja registrados durante la recarga, pero sin consecuencias graves, «frente al objetivo cero al que aspirábamos», por lo que «debemos tomar más conciencia en prevención de riesgos laborales y salud en el trabajo«. «Antes de que se produjera el primero de estos accidentes llevábamos 12 meses con una tasa de cero siniestros», destacó antes de reconocer que cree “que esto es lo único que se nos puede apuntar en el debe del semestre».

En relación a la recarga, que tuvo lugar desde el 5 de mayo hasta el 3 de junio, ha destacado que se ha producido con total normalidad y ha asegurado que la recarga realizada este año «ha sido un hito» al ser la que «menor dosis colectiva» ha supuesto, de las 29 realizadas desde que inició su operación la central nuclear, para los propios 335 trabajadores fijos de la central y los más de mil que se contratan para realizar esta actuación. En la misma, se han realizado cerca de 3.700 actividades, entre las cuales destaca por su gran importancia la instalación del Sistema de Venteo Filtrado de la Contención. Asimismo, las tareas se concluyeron con «28 horas de adelanto».

Por otra parte, Rodríguez explicó que uno de los «pequeños problemas» que ha tenido la central en 2017 surgió en la turbina de alta presión 6 días después de haber reiniciado la actividad tras la recarga finalizada en junio, debido a la cual tuvieron que reducir la potencia de la central hasta el 30% para reparar esta incidencia que «no ha vuelto a dar problemas«.

Más capacidad en su ATI

En cuanto a los residuos generados, de baja y media actividad, Rodríguez ha señalado que ascienden a 18 m3, mientras los residuos retirados y enviados al almacén del Cabril ascienden a 31 m3. Desde el 2016 no se ha producido la entrada de ningún contenedor DPT nuevo con elementos combustibles y, a 30 de junio de 2017, hay almacenadas en la central 304,71 toneladas de material nuclear, repartidas en 32 contenedores de almacenamiento en seco.

En este sentido, durante 2017 se están realizando las modificaciones de diseño necesarias en la planta y en su ATI ya que, próximamente, se dejará de usar el contenedor DPT para pasar a hacer uso del contenedor ENUN 32P de ENSA, los cuales tienen una capacidad para 11 elementos combustibles gastados más que los actuales. Para ello, realizará primero una prueba con elementos simulados para «asegurar y garantizar» la utilidad de este almacenamiento de residuos.

Preguntado por el posible trasvase de material combustible con Almaraz, ante las críticas de ecologistas y otros colectivos por la construcción allí del Almacén Temporal Individualizado (ATI), Rodríguez ha señalado que ambas plantas emplearán el mismo tipo de contenedor pero cada uno albergará sus residuos sin contemplar trasvase alguno. En cuanto a sucesos notificables, este semestre se ha dado sólo uno, “que no tiene mayor trascendencia”, relativo al incumplimiento por no adoptar las acciones requeridas durante los 7 días que han estado inoperables dos bombas del sistema de agua contraincendios.

Preguntado sobre las pérdidas que ha tenido Iberdrola en sus empresas nucleares, de unos 1.000 millones en los últimos cuatro años según consta en los resultados remitidos al Registro Mercantil, Aquilino Rodríguez ha reconocido que tienen indicaciones de los propietarios de «ser más eficientes e igual de eficaces», para lo que deben reducir en costes manteniendo siempre la seguridad puesto que «ahora estamos comidos por servidos, lo que se invierte es casi igual o ligeramente superior a los beneficios registrados». En este sentido, el director de la central ha concluido: «No nos queda más remedio que recuperar la rentabilidad porque no es lógico tener una industria como esta para tener un dinero invertido sin rentabilidad, lo lógico es sacarle rendimiento.

El beneficio de las principales compañías eléctricas cayó un 6,1% en el primer semestre por el mayor precio del pool

Servimedia.- El beneficio de las principales compañías eléctricas españolas alcanzó los 2.721 millones de euros en el primer semestre de 2017, lo que supone un descenso del 6,1% con respecto a los 2.898 millones obtenidos en los primeros meses de 2016.

En gran medida, esta caída del beneficio se explica por el alto precio de producción de la energía, especialmente durante el primer trimestre, coste que alcanzó máximos históricos durante el mes de enero, y que encarece lo que pagan estas empresas para adquirir la electricidad. De hecho, en el ecuador del ejercicio las grandes compañías eléctricas han logrado moderar sus caídas, ya que en marzo el descenso alcanzaba el 10,5%.

Iberdrola logró mejorar su beneficio un 4,2%, al registrar una ganancia de 1.518,4 millones de euros en el primer semestre, cuando en el primer trimestre bajaba un 4,7% pese al efecto extraordinario de la operación de fusión de Gamesa con Siemens, que aportó 250 millones. Por su parte, Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 550 millones de euros, un 14,7% menos. En su caso, las pérdidas fueron más acusadas que en el primer trimestre, ya que entonces el descenso fue del 9,4%. Sin embargo, la que más cayó fue Endesa, que registró un beneficio de 653 millones de euros, lo que supone una caída del 18%, menor eso sí que la sufrida hasta marzo, que era del 26%.

Iberdrola revisa 32.000 kilómetros de líneas para garantizar el suministro

EFE.- Iberdrola Distribución ha revisado más de 32.000 kilómetros de líneas eléctricas en España durante el primer semestre del año para reforzar la seguridad del suministro, ha informado hoy la empresa.

La eléctrica ha inspeccionado líneas de muy alta tensión, alta tensión y media tensión para garantizar su fiabilidad frente a las inclemencias del tiempo.

Iberdrola ha revisado hasta julio 19.600 kilómetros de líneas aéreas y 7.000 kilómetros de líneas subterráneas.

Además, ha analizado mediante termografía 4.400 kilómetros y ha realizado tareas de poda y mantenimiento de pasillos eléctricos a lo largo de 1.600 kilómetros.

Iberdrola Distribución invirtió 537 millones de euros en 2016 para mejorar su red de distribución y avanzar en la implantación de las redes eléctricas inteligentes.

El Gobierno no autoriza la reapertura de Garoña

Europa Press.- La central nuclear de Santa María de Garoña (Burgos) echará el cierre definitivo después de que el Gobierno haya acordado no autorizar la solicitud de renovación de autorización de la explotación de la planta, según ha anunciado el ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, a una semana de que se cumpliese el plazo para que el Ejecutivo tomase una decisión.

En una rueda de prensa convocada este martes para informar de la decisión del Gobierno sobre el futuro de la planta nuclear burgalesa, la que más años ha operado en España, el ministro ha explicado que la orden ministerial que tiene que emitir el Gobierno al respecto «será la de denegación» de la continuidad de la explotación porque las «circunstancias actuales» no garantizan la suficiente certidumbre, en relación a la oposición de todos los grupos políticos de la oposición a la reapertura y a las discrepancias sobre la solicitud también expresadas por Iberdrola y Endesa.

La decisión del Gobierno se ha tomado seis meses después de que el pasado 8 de febrero el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) emitiera un informe favorable –con el voto en contra de la entonces consejera Cristina Narbona– a la renovación de la autorización de explotación sin una fecha determinada.

Este informe establecía un conjunto de 10 condiciones, 15 instrucciones técnicas complementarias y un programa de pruebas de arranque en el que se verificaría el cumplimiento de todo ello, antes de que la central pudiera, en caso del permiso del Gobierno, volver a cargar combustible.

Una vez emitido el informe favorable la pelota estaba en el tejado del Gobierno, ya que las empresas propietarias de Nuclenor, Iberdrola y Endesa, mantuvieron una reunión el 26 de abril de 2017 en la que no llegaron a un acuerdo sobre la propuesta de la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán para desistir de seguir adelante con la solicitud que formularon en 2014 para poner de nuevo en marcha el reactor burgalés hasta 2031.

De ese modo, Garoña se convertiría en la primera central nuclear en llegar hasta los 60 años de operación y abriría el camino al resto de centrales españolas, que se van acercando progresivamente hasta los 40 años de vida útil, en pleno proceso del Gobierno por definir el modelo energético del futuro.

No obstante, la planta, que contaba con permiso de explotación hasta el 6 de julio de 2013, dejó de producir electricidad ocho meses antes, en diciembre de 2012, a consecuencia de un nuevo impuesto sobre el combustible que estableció el Gobierno y que Nuclenor estimó que le supondría un coste inasumible.

Así, el plazo para que Nuclenor pudiera solicitar su renovación expiró y, ante la apuesta del Gobierno por que la planta pudiera seguir adelante, meses después, en enero de 2014, el Ejecutivo aprobó una modificación normativa por la que una central que no hubiera cerrado por motivos relacionados con la seguridad nuclear ni la protección física, es decir por causas económicas, tendría un plazo añadido de un año para replantearse la decisión y pedir una nueva autorización.

Con esta modificación, el titular presentó el 27 de mayo de 2014, una solicitud hasta el 2 de marzo de 2031, cuando cumpliría 60 años de operación, de acuerdo con la «práctica regulatoria existente en Estados Unidos» y porque consideraba que un marco temporal de explotación de «estas características es necesario para hacer viable el proyecto y proporcionaría la estabilidad y certidumbre adecuada para acometer las inversiones precisas».

Desde entonces, Nuclenor ha invertido en mantener la planta en una situación de reversibilidad unos 358 millones de euros y estos costes estarían en el centro de la discusión entre los accionistas de Garoña.

El 11 de julio, el Gobierno abrió un plazo de diez días para que once interesados presentasen alegaciones al proceso. De estos, presentaron alegaciones favorables a la continuidad la Junta de Castilla y León y la Asociación de Municipios de Áreas Nucleares (AMAC) y contrarias a esa decisión las ONG Greenpeace, Ecologistas en Acción y las comunidades autónomas de País Vasco y Navarra.

Historia

La central nuclear de Santa María de Garoña (Burgos) es la más antigua de España –después del cierre en 2006 de José Cabrera (Guadalajara)–, fue inaugurada en 1970 y terminó su actividad el 16 de diciembre de 2012, después de haber operado 42 años y medio.

En 2009, el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) emitió un informe favorable por unanimidad a que la planta operase por 10 años más, hasta 2019. Si bien, el Gobierno autorizó su renovación hasta el 6 de julio de 2013.

Iberdrola ve coherente la decisión de no abrir Garoña, ya que era económicamente inviable

Europa Press.- Iberdrola ha considerado «coherente» la decisión del Gobierno de denegar la solicitud de renovación de la licencia de explotación de la central nuclear de Santa María de Garoña (Burgos), ya que «no afecta ni a la seguridad del suministro eléctrico en España, dado que la instalación no está operativa desde hace cinco años, ni al precio de la luz que pagan los consumidores».

Según indicaron fuentes de la compañía, Iberdrola ha defendido, desde hace más de un año y medio, el cierre de esta instalación al considerar que, «aun siendo segura desde el punto de vista técnico, su continuidad era económicamente inviable».

La energética subraya que contribuirá, a través de Nuclenor, sociedad propietaria de Garoña en la que es accionista al 50% con Endesa, a dar cumplimiento, «a la mayor brevedad posible, al contenido de la orden ministerial que plasmará la decisión anunciada hoy y a las actuaciones que se deriven del cese definitivo».

El Gobierno ha acordado este martes no autorizar la solicitud de renovación de autorización de la explotación de la central nuclear de Garoña.

En una rueda de prensa convocada para informar de la decisión del Gobierno sobre el futuro de la planta nuclear burgalesa, el ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, explicó que la orden ministerial que tiene que emitir el Gobierno al respecto «será la de denegación» de la continuidad de la explotación porque las «circunstancias actuales» no garantizan la suficiente certidumbre, en relación a la oposición de todos los grupos políticos de la oposición a la reapertura y a las discrepancias sobre la solicitud también expresadas por Iberdrola y Endesa.

El Gobierno despejará hoy la incógnita sobre el futuro de Garoña

EFE.- El ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, explicará hoy la decisión que ha tomado el Gobierno sobre la explotación de la central nuclear de Garoña (Valle de Tobalina, Burgos), en situación de parada segura desde diciembre de 2012.

La decisión se produce una vez que el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) avalase el pasado mes de febrero la reapertura tras dar el visto bueno a los criterios técnicos y estableciese las medidas de seguridad necesarias para que la planta pudiese volver a conectarse a la red.

La nuclear de Santa María de Garoña, la más antigua del parque atómico español, es propiedad de Nuclenor, participada por Endesa e Iberdrola.

Iberdrola ha manifestado, por boca de su presidente, Ignacio Sánchez Galán, su voluntad de no reabrir la central, mientras que Endesa ha señalado que espera la decisión del Ejecutivo.

A la vista de los informes técnicos y tras un periodo de consultas las posibilidades que se abren abarcan desde un rechazo a que la planta vuelva a entrar en funcionamiento, a que se otorgue el permiso condicionado a la puesta en marcha de nuevos requerimientos técnicos e inversiones.

De esta manera, la decisión volvería a la empresa propietaria, que tendría que analizar la rentabilidad de la operación.

No es la primera vez que se produce esta situación, ya que hay antecedentes en España con la nuclear de Vandellós I, en la que tras el incendio de uno de los generadores, se impusieron fuertes requisitos de seguridad con ingentes inversiones que hicieron desistir a sus propietarios.

La nuclear de Garoña es del tipo de agua en ebullición (BWR) y tiene una potencia instalada de 460 megavatios.

La reapertura de la nuclear de Santa María de Garoña cuenta con un fuerte rechazo por parte del movimiento conservacionista que considera que no tiene sentido la reapertura de una instalación amortizada y que consideran poco segura.

La eléctrica española Iberdrola construirá un parque eólico de 200 MW en Texas (Estados Unidos) por 256 millones de euros

EFE.- Iberdrola construirá un parque eólico en Texas, que tendrá una potencia de 200 megavatios (MW) y en el que invertirá 300 millones de dólares (unos 256 millones de euros), según anunció la compañía. El parque, que generará energía para Austin, la capital texana, durante los próximos 15 años, se construirá entre 2018 y 2019. Para este proyecto, Iberdrola ha firmado con la empresa Austin Energy un contrato de venta de energía a largo plazo (PPA).

Iberdrola, que opera en Estados Unidos desde finales de 2015 a través de su filial Avangrid, será la propietaria y operará el parque eólico, y la energía eléctrica que genere será distribuida a la ciudad tejana, que tiene cerca de un millón de habitantes. En las próximas semanas, Iberdrola se decidirá entre las varias alternativas de que dispone para ubicar este parque. Los contratos PPA garantizan la rentabilidad de las instalaciones energéticas en Estados Unidos durante un largo periodo de tiempo, ha explicado Iberdrola, que ha firmado acuerdos con multinacionales norteamericanas para el suministro de energía en sus instalaciones desde parques eólicos de la eléctrica.

Avangrid es el tercer operador eólico de Estados Unidos, con cerca de 6.200 MW de potencia eólica instalada, y opera en veinticinco Estados. La empresa, fruto de la integración de Iberdrola USA y UIL Holdings Corporation, cuenta con unos activos por valor de 26.411,49 millones de euros y recientemente ha construido diferentes instalaciones en Estados Unidos, como el complejo Peñascal, de 606 MW de potencia y que es la mayor instalación eólica de Avangrid en todo el mundo. Además, en estos momentos desarrolla en el área de California los proyectos El Cabo, de 298 MW, y Tule, de 132 MW.

Endesa considera que España debe mantener las nucleares al menos hasta 2040 y espera la decisión del Gobierno sobre Garoña

Redacción / Agencias.- Endesa esperará a la decisión que adopte el Gobierno en agosto respecto al futuro de la central nuclear de Santa María de Garoña, una vez que la sociedad Nuclenor, en la que es socio junto a Iberdrola, no acordó presentar alegaciones en el plazo abierto por el Ministerio de Energía. No obstante, el consejero delegado de Endesa, José Bogas, se mostró convencido de que la producción nuclear deberá formar parte del mix energético español al menos hasta el año 2040.

Según el consejero delegado de Endesa, España no puede renunciar a las nucleares si quiere lograr la reducción de emisiones, que generan los combustibles fósiles, necesaria para cumplir sus compromisos medioambientales sin poner en riesgo el suministro y sin provocar un incremento de los precios de la energía que afecte a su competitividad, con episodios de aumento de la “volatilidad” en los precios que se podrían producir más frecuentemente. Por ello, Endesa considera que la ampliación de la vida de las centrales nucleares es uno de los principales aspectos que debe abordar la comisión de expertos para la transición energética y descarbonización de la economía, que acaba de crear el Gobierno y que debe emitir un informe en 6 meses.

En relación con la reapertura de la central de Garoña, lamentó que Nuclenor no acordara presentar alegaciones al Gobierno por el desacuerdo con el otro propietario de la central, Iberdrola. A este respecto, explicó que Endesa queda a la espera de la decisión que debe tomar el Gobierno antes del 8 de agosto para decidir si concede la autorización para que la planta pueda volver a la actividad y aseguró que la compañía respetará la decisión, ya que entiende que las decisiones sobre la política energética recaen en el Ejecutivo. «Los operadores debemos contribuir a que se apliquen», añadió el directivo, quien lamentó haber «fallado» en alcanzar una posición común con Iberdrola respecto a Garoña.

En las cuentas del primer semestre del año remitidas a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), Endesa señala que registró un impacto negativo de 7 millones de euros por su participación del 50% en Nuclenor. Asimismo, las inversiones brutas de la energética incluyen una aportación de 21 millones de euros realizada a Nuclenor. Además, Endesa advierte que la situación actual de Nuclenor podría tener «un impacto relevante» sobre los resultados de sus accionistas.

Respecto a los planes de Endesa para el carbón en España, donde es posible que se cierren algunas centrales, Bogas ha indicado que en el actual contexto de mercado y regulatorio no es viable seguir adelante con la inversión. En cuanto a los resultados, Bogas se mostró convencido de que Endesa conseguirá mejorar su evolución, incluso con la implantación de un plan de acción, con el que espera lograr un ahorro de costes de entre 10 y 20 millones en lo que queda de año gracias a medidas de digitalización.

Cobra (ACS) se hace con 1.550 MW en la subasta mientras Endesa, Forestalia y Gas Natural se reparten 900 MW

Redacción / Agencias.- Cobra, filial del grupo ACS, ha sido la gran vencedora de la nueva subasta de renovables lanzada por el Gobierno con la adjudicación de 1.550 megavatios (MW) fotovoltaicos de los más de 5.000 MW verdes que finalmente ha subastado el Ministerio de Energía; una puja en la que la solar fotovoltaica ha logrado resarcirse después de no haber podido concurrir a la celebrada en enero de 2016 y haber obtenido sólo un megavatio en la del pasado mes de mayo.

La subasta, que se convocaba por un cupo de 3.000 megavatios (MW) que podía ser ampliado si había ofertas con el mismo sobrecoste que la última adjudicada cuyo valor fuera nulo o inferior al fijado en una cláusula confidencial, ha asignado al final 5.037 MW (3.909 MW para instalaciones fotovoltaicas y 1.128 MW para eólicas), según indicó el Ministerio de Energía, que así aprovechó la puerta que había dejado abierta a ampliar la potencia subastada por encima de los MW previstos. Al igual que en las dos subastas anteriores, los descuentos ofertados por los adjudicatarios han sido máximos, con lo que no percibirán prima, tan sólo la retribución del mercado, lo que hará que no haya coste para el consumidor.

En la subasta, la tercera que se celebra después de la moratoria renovable de 2012 y la segunda en este año, los megavatios se han repartido entre 40 empresas y ACS, a través de su filial Cobra, ha sido a la que más potencia se le ha asignado, 1.550 MW. El grupo de energía fotovoltaica X-Elio, grupo resultante de la alianza entre Gestamp Solar y KKR, compañía que desarrolla, construye y opera plantas solares, y cuyo consejero delegado, Jorge Barredo, preside la patronal Unión Española Fotovoltaica (UNEF), ha entrado también con fuerza en la subasta y ha sido la segunda compañía que más megavatios fotovoltaicos se ha adjudicado, 455 MW, todo lo que había solicitado.

Entre las grandes compañías de energía, Endesa y Gas Natural Fenosa se han hecho con 339 MW y 250 MW fotovoltaicos, todos los solicitados. Gas Natural Fenosa, que en la anterior subasta se adjudicó 667 MW eólicos en los que invertirá 700 millones de euros, apuntó que invertirá hasta 165 millones en el desarrollo de los proyectos fotovoltaicos. Endesa, que ya consiguió 540 MW eólicos en la anterior subasta, anunció que invertirá aproximadamente 270 millones de euros en construir la capacidad solar adjudicada en la subasta, proyectos que se desarrollarán en Murcia y Badajoz, generando 640 gigavatios por hora al año y evitando «la emisión de alrededor de 348.000 toneladas de CO2 a la atmósfera».

Con los 879 MW que se ha adjudicado en esta subasta y en la de mayo, Endesa aumentará un 52,4% su parque de renovables en España. José Bogas, consejero delegado de Endesa, ha afirmado que Enel Green Power España se confirma así «como uno de los principales operadores en el ámbito de las energías renovables del mercado español». «Supone un paso muy relevante en el propósito de Endesa de ser un agente decisivo en el proceso de transición energética hacia un sistema plenamente descarbonizado en el año 2050», ha subrayado.

Los 270 millones en fotovoltaica vienen a sumarse a los 600 millones de euros ya anunciados como desembolso por la adjudicación de mayo pasado, «lo que supone superar incluso la inversión contemplada en el terreno de las renovables en el actual plan industrial de la compañía». Endesa prevé materializar esta nueva potencia desde 2019 con proyectos que comercializarán su energía en el mercado de España.

Otras grandes compañías, como Acciona, que no se presentó a la subasta de mayo, e Iberdrola, que sí lo hizo pero que no obtuvo ningún megavatio, no acudieron a la puja. Por su parte, Forestalia, la empresa aragonesa que fue la gran vencedora en las dos anteriores subastas, se ha adjudicado 316 MW, con los que irrumpe en el sector fotovoltaico y suma ya 1.924,5 MW de energías renovables con 1.500 MW eólicos y 108,5 MW de biomasa. También a Solaria se le han asignado 250 MW en esta subasta, en la que el grupo OPDE, que invierte en activos renovables y gestiona los de terceros, ha logrado 200 MW; Prodiel, 182 MW, Greenalia, 133 MW y Alter, 50 MW.

En lo que se refiere a la eólica, Capital Energy, grupo creado en 2002 y dedicado a la promoción, construcción, explotación y mantenimiento de instalaciones para la producción de energía renovable, ha salvado los muebles de esta tecnología en esta subasta con la adjudicación de más de 700 MW. Por su parte Iberdrola, que es la primera empresa por potencia eólica en España con más de 5.500 MW y que fue pionera en el desarrollo de esta tecnología en el país, apuesta actualmente como una de sus claves para el futuro por la energía eólica marina, donde está desarrollando el parque de Wikinger, en aguas alemanas del mar Báltico, así como en países como Reino Unido, Francia y Estados Unidos.

El resultado de la primera subasta, en la que se registró una demanda de casi 10.000 MW, de los que casi 8.000 MW fueron al precio mínimo, hizo que el Ejecutivo se apresurara para lanzar una nueva convocatoria que permitiera dar cabida a ese hambre por proyectos que se quedaron fuera en mayo, gran parte de ellos fotovoltaicos, que ha sido en esta ocasión la tecnología vencedora. Al igual que la subasta de mayo, esta puja era tecnológicamente neutra y podían participar instalaciones de tecnología eólica y fotovoltaica en concurrencia competitiva, siendo adjudicatarias las que fueran más eficientes en costes.

Ahora la fotovoltaica ha conseguido resarcirse de la decepción que sufrió en la anterior subasta, cuando sólo obtuvo un megavatio frente a los 2.979 MW de los 3.000 que se adjudicó la eólica, después de no poder concurrir a la primera, en la que no se adjudicaban megavatios para esta tecnología. La puja se ha celebrado con los mismos criterios establecidos para la de mayo, que fueron recurridos por UNEF y por los que para deshacer los empates en los descuentos ofrecidos en primer lugar se tendría en cuenta el mayor número de horas de producción y, en segundo, el mayor tamaño de las instalaciones.

UNEF ha indicado que el resultado de la subasta supondrá una importante reactivación para el sector, con unas inversiones estimadas de 3.500 millones de euros y la creación de nuevos puestos de trabajo. Con la adjudicación de esta nueva subasta, el Gobierno prevé prácticamente alcanzar el objetivo del 20% en materia de renovables en el horizonte de 2020, que actualmente se sitúa en el 17,3%, y seguir avanzando en el camino de la transición energética.

Esta es la tercera subasta para asignar retribución a proyectos de nuestras instalaciones renovables desde la moratoria de 2012. En las subastas de 2017 se han adjudicado 8.037 megavatios de nueva potencia renovable distribuidos entre 3.910 fotovoltaicos, 4.107 eólicos y 20 de otras tecnologías. Para asegurar la solvencia de las ofertas recibidas se ha fijado un sistema de garantías que se irán devolviendo a los promotores según cumplan hitos en la ejecución de los proyectos.