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

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

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

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

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

Bajan los mercados eléctricos europeos

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

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

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

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

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

Acogen, la patronal de la cogeneración, considera que los planes energéticos del Gobierno socialista propinan «un golpe mortal» al sector

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Europa Press.- El presidente de la Asociación Española de Cogeneración (Acogen), Antonio Pérez Palacio, se ha mostrado en contra del borrador presentado por el Gobierno en materia de Energía y Clima (PNIEC), al asegurar que en lugar de promover la cogeneración y asegurar la eficiencia energética asociada a la industria, el plan le propina «un golpe mortal».

Pérez Palacio cree que el plan del Gobierno «no solo supone un varapalo al potencial de crecimiento de la cogeneración sino que contempla eliminar una de cada tres plantas de cogeneración asociadas a industrias calor-intensivas«, lo que generaría «una grave pérdida de competitividad de más del 5% del PIB industrial». Pérez Palacio asevera que «sorprende» que un plan, que debería promover más cogeneración para asegurar eficiencia energética a gran escala asociada a la industria, apuesta por darle un «tajo mortal».

Para él, el plan no ha considerado el rol de la cogeneración en las industrias calor-intensivas que necesitan grandes cantidades de calor y electricidad para fabricar sus productos y destaca que la cogeneración permite disponer de calor y electricidad «de la forma más eficiente, aportando beneficios económicos y medioambientales». Pérez Palacio ha explicado que el calor que necesitan estas industrias no puede electrificarse por razones técnicas y fundamentalmente económicas, ya que implicaría triplicar el coste, haciendo inviable la producción en estas industrias. Por ello, ha afirmado que «ningún país realista perdería su producción más eficiente».

La central nuclear de Trillo cerró 2018 con 8.267 GWh producidos, cumpliendo 30 años y operando «de forma estable»

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Europa Press.- El director de la central nuclear de Trillo, Javier Vallejo, hizo balance de actividad del segundo semestre de 2018, apuntando a que la producción total del ejercicio ha sido de 8.267 GWh, 4.372 de ellos en la segunda mitad del año. Desde el 23 de mayo de 1988, la central ha estado 236.985 horas conectada a la red, con una energía bruta producida de 247.292 MWh.

En el resumen de actividades de 2018, Vallejo ha introducido el relevo al frente de la dirección, que ahora recae en su persona tras la salida de Aquilino Rodríguez. La próxima recarga de combustible, programada para el próximo 10 de mayo, durará 29 días y será la 31ª desde que la central opera. Se sustituirán 40 elementos combustibles y se aprovechará para inspeccionar sellos y cojinete radial inferior en una bomba principal. Servirá igualmente para sustituir dos dedos en lanzas de instrumentación nuclear interna, se realizará una prueba de capacidad en baterías y se hará una revisión eléctrica y mecánica.

Dosis de radiación “muy baja”

La dosis colectiva recibida, suma de las dosis externas e internas de cuerpo entero recibidas por el personal, ha arrojado un resultado de 284,48 mSv por persona, según Vallejo, quien ha dicho que es una ración muy baja», incluso «la más baja de la historia». Los residuos generados en la operación, mantenimiento y modificaciones de la instalación se han optimizado, y han alcanzado los 81,40 metros cúbicos. Además, se han retirado 26,40 metros cúbicos. En la última recarga de combustible se reemplazaron 36 elementos combustibles, y en 2018 se iniciaron las modificaciones de diseño necesarias en la planta. Fue en diciembre cuando se efectuó la carga de 2 nuevos contenedores.

Vallejo ha puesto en valor que no ha habido ningún informe de suceso notificable en el segundo semestre. Sí que hubo dos en el primer semestre, uno relativo al arranque de un generador diésel. La planta ha superado su evaluación ambiental, y en cuanto al Plan de Vigilancia Radiológica Ambiental exigido por el CSN, se ha superado igualmente de «forma satisfactoria». Preguntado por la convocatoria de elecciones y la futura formación de un nuevo Gobierno, ha pedido al nuevo Ejecutivo que deje a la central de Trillo «seguir operando y actualizando la central» como se ha venido haciendo hasta ahora.

Las centrales nucleares generaron casi el 35% de la electricidad sin emisiones en España en 2018, según el Foro Nuclear

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Europa Press.- La producción eléctrica nuclear ha supuesto el 34,42% de la electricidad sin emisiones contaminantes generada en España en 2018, ya que no emiten gases ni partículas contaminantes a la atmósfera. Así lo puso de manifiesto el presidente de Foro Nuclear, Ignacio Araluce, que analizó los datos de Red Eléctrica de España de 2018. «En la transición energética es necesaria la energía nuclear, hay que dejarla subsistir de aquí al año 2030 por lo menos«, señaló.

Foro Nuclear ha destacado que, con el 7,09% del total de la potencia instalada, los 7 reactores nucleares españoles han producido 53.216 gigavatios hora (GWh) netos, el 20,39% del total de la energía eléctrica consumida en España en 2018, constituyendo una «base firme y predecible» para la garantía del abastecimiento de electricidad. «Somos los mayores productores, somos fiables, estables, no emitimos CO2 y no presionamos el precio. Nadie podrá acusar a la energía nuclear de hacer que la factura sea más cara, porque entramos al mercado a precio cero», explicó Araluce, al tiempo que asegura que si se prescindiera de la energía nuclear «se dispararía el precio» de la electricidad.

Las centrales nucleares, según los datos de Red Eléctrica de España, han operado en 2018 un total de 7.192 horas de las 8.760 que tiene el año, lo que representa, de media, el 82,1% del total de las horas del año. Para Araluce, este porcentaje refleja la «disponibilidad, fiabilidad y estabilidad» del parque nuclear que, en sus palabras, funciona con «altísima regularidad, posibilitando así una adecuada gestión y la garantía del funcionamiento del sistema eléctrico». «Las centrales nucleares son necesarias si queremos hacer la transición energética de una forma predecible, garantizando la seguridad de suministro y cumpliendo con los acuerdos ambientales internacionales ratificados», ha subrayado el presidente de Foro Nuclear.

En este sentido, Araluce explicó que de aquí a 10 años sería necesario instalar en España «50 o 60 GW» de potencia de renovables, lo que supondría una inversión «de 60.000 a 70.000 millones de euros» en renovables hasta 2030. «Son unas cantidades gigantescas de dinero, pero tendrán que hacerse realidad. Los objetivos están claros pero lo difícil es el camino, la transición», ha indicado el representante de la industria nuclear, quien afirmó que, por los datos que hay, las centrales nucleares «tienen que seguir funcionando», ya que si no habría que instalar «80 o 90 GW» de potencia renovable durante los próximos 10 años.

Respecto a la seguridad de las instalaciones, ha asegurado que el nivel de regulación de las centrales nucleares en España «es altísimo», ya que hay un organismo regulador con un nivel técnico «altísimo» que las están vigilando «constantemente«. «Las centrales españolas están entre las mejores del mundo en funcionamiento. En toda actividad humana siempre puede ocurrir algo, pero las centrales nucleares son segurísimas», ha sentenciado.

Sobre la central nuclear de Almaraz (Cáceres), apuntó que hay una «incertidumbre» de lo que decidirán las empresas para la renovación de la licencia. «Cada 10 años una central nuclear tiene que presentar estudios para funcionar por 10 años más», explicó Araluce, al tiempo que ha comentado que algunas empresas «quieren pedir la renovación por un periodo inferior a 10 años» debido a la situación de incertidumbre. «En Almaraz se podría recurrir a un arbitraje si los socios no se ponen de acuerdo para pedir la licencia. En los estatutos se contempla dicho arbitraje pero considero que las compañías finalmente se pondrán de acuerdo», manifestó.

Por último, el presidente de Foro Nuclear ha señalado que el «retraso» del Almacén Temporal Centralizado (ATC) supone un «extracoste» pero «no influye» en que las centrales sigan funcionando. «Como el ATC no está disponible se ha hecho un almacenamiento en seco en la propia central. Se han construido pensando en que en algún momento el ATC estará disponible», concluyó.

El Gobierno tramitará por vía urgente las condiciones técnicas y administrativas para regular el autoconsumo energético en España

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Europa Press.– El Consejo de Ministros, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica, ha autorizado la tramitación mediante real decreto de las condiciones técnicas y administrativas que regularán el autoconsumo de energía en España. El Ejecutivo concluye que la tramitación ha de realizarse por vía de urgencia, dado que el real decreto-ley 15/2018, convalidado por el Congreso de los Diputados, establece el mandato al Gobierno de realizar este desarrollo reglamentario en 3 meses desde su entrada en vigor el pasado 6 de octubre.

En el decreto aprobado el pasado mes de noviembre se llevó a cabo una modificación profunda en la regulación del autoconsumo, eliminando entre otras medidas el denominado impuesto al sol, «con el objetivo de que los consumidores-productores de energía y la sociedad en su conjunto se beneficien de las ventajas que puede acarrear esta actividad en términos de menores necesidades de red, mayor independencia energética y menores emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), responsables del calentamiento global», indicó el Ministerio para la Transición Ecológica.

Así, la norma recogía la necesidad de tramitar y de aprobar un reglamento que regule varios aspectos que permitan implementar completamente el autoconsumo. El Ministerio subrayó que, particularmente, era preciso regular las condiciones administrativas y técnicas para la conexión a la red de instalaciones de producción asociadas al autoconsumo, los mecanismos de compensación entre déficits y superávit de los consumidores acogidos al autoconsumo con excedentes para instalaciones de hasta 100 kW y la organización de un registro administrativo. Por ello, considera que la aprobación de una norma que regule estas cuestiones resulta «imprescindible y urgente». El Gobierno concluye que concurren circunstancias extraordinarias para autorizar que esta regulación sea tramitada de forma urgente mediante real decreto.

Canarias aprueba la ejecución en Tenerife del Parque Eólico Complejo Ambiental de Arico, de 18,4 megavatios (MW)

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EFE.- El Consejo de Gobierno de Canarias, a propuesta de la Consejería de Economía, Industria, Comercio y Conocimiento, ha aprobado el decreto por el que se acuerda ejecutar el proyecto Parque eólico Complejo Ambiental de Arico, de 18,4 megavatios, en Arico y Granadilla de Abona (Tenerife). Esa iniciativa es promovida por el Instituto Tecnológico de Energías Renovables S.A (ITER), y en el documento, el Ejecutivo regional ordena de forma paralela la iniciación del procedimiento de revisión del planeamiento afectado.

La aprobación del decreto tiene lugar después de que la Consejería de Política Territorial, Sostenibilidad y Seguridad concediera la Declaración de Impacto Ambiental el pasado 23 de agosto. La puesta en marcha de estas nuevas instalaciones eólicas en Tenerife, declaradas de interés general por la Dirección General de Industria y Energía, permite dar un paso más en la implantación de las energías renovables en Canarias.

El proyecto, que ha sido considerado por la Comunidad Autónoma como Inversión Estratégica para Canarias, contribuye a la producción de energía limpia en un emplazamiento con un alto consumo energético y, a su vez, con un alto potencial de energía renovable. La inversión aproximada es de 24,28 millones de euros y se estima que generará 129 empleos en la fase de construcción. Asimismo, la energía generada por estas instalaciones supondría una reducción anual de 34.500 toneladas de CO2 a la atmósfera en las centrales eléctricas de generación térmica en Canarias.

El 95,9% de la energía consumida en El Hierro en julio fue de origen renovable gracias a Gorona del Viento

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EFE.- El 95,9% de la energía eléctrica consumida en la isla de El Hierro durante julio fue de origen renovable y alcanza así el máximo mensual de integración de renovables en España hasta el momento, según datos provisionales del operador del sistema, Red Eléctrica de España.

En el periodo comprendido entre enero y julio del 2018, la generación renovable herreña ha cubierto el 67,3% de su demanda de electricidad, lo que significa 17,5 puntos porcentuales más que en el mismo periodo del año anterior. La compañía eléctrica informa de que las condiciones favorables del viento y las mejoras operativas introducidas recientemente y fruto de la colaboración entre Red Eléctrica y la central hidroeólica de Gorona del Viento han hecho posible una mayor integración de generación renovable.

La isla de El Hierro ha registrado durante este mes de julio una demanda mensual de 4.065 mwh lo que significa el 0,5% de la del conjunto del archipiélago canario, que ha alcanzado los 761.641 mwh durante este mes. De forma similar a como sucedía el pasado febrero, el sistema eléctrico de El Hierro ha cubierto su demanda eléctrica con energía 100% renovable durante 18 días y 9 horas consecutivos de forma ininterrumpida. Desde la entrada en funcionamiento de la central hidroeólica de Gorona del Viento, la isla de El Hierro acumula más de 3.400 horas de cobertura de la demanda con energía 100% renovable.

El Consell de Menorca y el Ayuntamiento de Es Castell presentan el proyecto para construir una planta fotovoltaica

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EFE.- El departamento de Reserva de la Biosfera del Consejo Insular de Menorca y el Ayuntamiento de Es Castell han presentado el anteproyecto para la construcción de una planta fotovoltaica al lado del depósito regulador y la estación de tratamiento de agua potable de Trepuconet. La parcela que linda con la planta actual del depósito de agua, que ocupa 2.219 metros cuadrados, tiene una superficie de 21.346 m², de los que 18.000 m² se utilizarán para la planta de generación de energía fotovoltaica.

La nueva planta permitiría la generación de unos 2.507.184 kWH anuales. Esta cantidad equivaldría al 44% de la producción media del parque eólico de Milà. Por otro lado, se estima que también reducirá la emisión de CO2 en 2.301,6 toneladas anuales, la emisión de Nox en 17,7 toneladas anuales, la emisión de SO2 en 32 y la de partículas y escorias en 185,3 toneladas anuales.

La planta fotovoltaica generará el 11,7% de la energía eléctrica consumida por Es Castell, compensando toda la demanda de las diferentes infraestructuras municipales, además de reducir las emisiones contaminantes de la central térmica del puerto de Mahón. El coste de la implantación de la planta será de 1.660.000 euros y se amortizará en 20 años. Las estimaciones de ingresos anuales se sitúan en más de 127.000 euros y los costes de mantenimiento de la instalación representan entre un 10% y 15% de los ingresos anuales.

Enel gana un 9,4% más en el primer semestre, hasta los 2.020 millones de euros, y apuesta por las renovables

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EFE.– El grupo energético italiano Enel obtuvo un beneficio neto de 2.020 millones de euros en el primer semestre del 2018, un 9,4% más que hace un año, y reivindicó su apuesta por las energías renovables. Su beneficio neto fue un 9,4% superior a los 1.847 millones de la primera mitad del 2017, gracias entre otros factores a los menores intereses sobre sus préstamos y la menor carga fiscal en Italia.

El beneficio neto ordinario del grupo fue de 1.892 millones, un 4,6% superior a los 1.809 millones en términos interanuales. Los ingresos fueron de 36.027 millones de euros, un 0,8% inferiores en términos interanuales. Esta «leve caída» se debe principalmente al efecto del cambio negativo, sobre todo en Latinoamérica, y fue «parcialmente compensado por los mayores ingresos registrados en las renovables» y por «la distribución en Brasil y en Argentina».

El resultado bruto de explotación (ebitda) subió un 2,3%, hasta los 7.857 millones gracias también al crecimiento de las renovables y a los incrementos tarifarios «en beneficio de la distribución» en Argentina y España. También gracias a la mejora de los márgenes de mercado en España y Rumanía por la reducción de los costes operativos. El resultado neto de explotación (ebit) fue de 4.875 millones de euros, un 0,4% más. La deuda financiera neta aumentó un 11,2%, hasta los 41.594 millones de euros, a causa del reparto de dividendos y de la compra de la brasileña Eletropaulo o por la opa de Enel Generacion Chile.

El consejero delegado del grupo, Francesco Starace, celebró estos «sólidos resultados», en línea con los objetivos del Plan Estratégico 2018-2020. Para lo que queda de año, la compañía prevé «una importante contribución al crecimiento industrial favorecida por las inversiones en las renovables y en las infraestructuras y redes». También estima que seguirá invirtiendo en la digitalización de la empresa, en progresar en su eficiencia operativa y en simplificar su estructura societaria, entre otras medidas. En el primer semestre, Enel ha invertido 3.114 millones de euros en infraestructuras, 351 millones menos que hace un año, debido a la menor inversión en instalaciones renovables, tras completar algunos proyectos en construcción en 2017.

Starace reivindicó el potencial renovable de su compañía e indicó que entre el mes de junio de 2017 y 2018 se ha sumado a la red 3,4 megavatios de este tipo de energía, «estableciendo un nuevo récord absoluto de capacidad instalada en doce meses entre el resto de empresas del sector». Por ello, en el segundo semestre, el coloso energético continuará concentrándose en su crecimiento industrial, apostando por este tipo de energía limpia e inagotable.

La energía neta producida durante el primer semestre del 2018 fue de 121,1 teravatios hora, un 0,1% menos que en el ejercicio precedente, algo que desde Enel atribuyen a una menor producción termoeléctrica en España e Italia. Destacan una mayor producción de fuentes renovables, es decir, de hidroeléctica, eólica, solar, geotérmica y de biomasa, gracias a un incremento de la infraestructura y a los mayores recursos hídricos. El objetivo a largo plazo de Enel es la descarbonización antes de 2050 y prevé que la energía renovable contribuya a cerca de la mitad de la capacidad total del grupo en 2019.

La compañía portuguesa EDP Renováveis aumentó un 8% su producción de energía en España en el primer semestre del año

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Europa Press.- EDP Renováveis (EDPR) elevó un 8% la producción de electricidad en España durante el primer semestre de 2018, hasta alcanzar los 2,86 teravatios hora (TWh), según indicó la compañía portuguesa, que en los seis primeros meses del año generó a nivel global un total de 15,45 teravatios hora de energía verde, un 6% más que un año antes. El 41% de este volumen de electricidad fue generado en Europa, mientras el 56% correspondió a Norteamérica y un 3% a Brasil.

En comparación con 2017, la generación de electricidad en Europa creció un 5%, hasta 6,34 teravatios hora, mientras que en Norteamérica el incremento interanual fue del 6%, hasta 8,69 teravatios hora, y en Brasil fue del 24%, hasta 420 gigavatios hora (Gwh). EDP Renováveis cuenta con 11,04 gigavatios (GW) de capacidad instalada en 11 países, lo que representa un incremento anual de 616 megavatios (MW). Concretamente, la eléctrica lusa contaba con una capacidad instalada de 5,2 GW en Europa, incluyendo 2,4 GW en España y 1,3 GW en Portugal, así como 5,5 GW en Norteamérica y 0,3 GW en Brasil.