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La demanda de electricidad sube un 1,1% en noviembre y el carbón lidera la producción

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Europa Press.- La demanda de energía eléctrica alcanzó los 20.886 gigavatios hora (GWh) en noviembre, lo que representa un incremento del 1,1% con respecto a la del 2016, según Red Eléctrica de España (REE). El gestor de la red señaló que si se valoran los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha aumentado un 2,9% con respecto a noviembre de 2016.

En el periodo de enero a noviembre, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 230.410 GWh, un 0,7% más que en el 2016. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica aumentó un 1,1% respecto a la registrada en 2016. En el mes de noviembre, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 27,3% de la producción. Mientras, el 43,9% de la producción eléctrica de noviembre procedió de tecnologías que no emiten CO2.

Por tecnologías, la producción eólica en noviembre ha supuesto el 18,2% de la producción total, mientras que las fuentes de generación que más aportaron han sido el carbón (21,9%), los ciclos combinados (21,6%) y la nuclear (16,9%). En lo que va de año, el 22,7% de la generación ha procedido de la nuclear, el 18,7% de la eólica, el 17,3% del carbón, el 13,9% de los ciclos combinados, el 11,3% de la cogeneración, el 7,5% de la hidráulica y el 3,4% de la solar fotovoltaica.

Energía modifica el servicio de interrumpibilidad, cuya subasta pone en juego 2.600 MW de potencia interrumpible para los grandes consumidores

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Europa Press.- El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital ha aprobado la orden que modifica el servicio de interrumpibilidad eléctrica, el mecanismo por el que los grandes consumidores de electricidad reciben un incentivo por modular su consumo en momentos de saturación en el sistema eléctrico. Esta subasta se celebra esta semana en la Feria de Valladolid y estará administrada por Red Eléctrica de España (REE). Los grandes consumidores de electricidad aspiran a la asignación de 2.600 megavatios (MW) de potencia interrumpible.

En concreto, estos 2.600 MW de potencia interrumpible a subastar estarán repartidos en 376 bloques del producto de 5 MW (1.880 MW) y ocho bloques del producto de 90 MW (720 MW), según REE. Esta adjudicación, por la que competirán cerca de 150 empresas de la gran industria con intensivo consumo eléctrico, se limitará a un periodo de 5 meses, del 1 de enero al 31 de mayo, en lugar de la adjudicación por un año, como venía siendo habitual. No obstante, el gabinete dirigido por Álvaro Nadal abre la puerta a que posteriormente puedan celebrarse otras subastas durante 2018.

El Gobierno justifica esta limitación temporal en la necesidad de adaptar el servicio a las exigencias requeridas por la Unión Europea y porque entrará en vigor el nuevo marco regulatorio europeo en 2018. El mecanismo de asignación será similar al de los años anteriores y se realizará mediante subastas a la baja que partirán de 150.000 euros/MW por año para los productos de 5 MW y de 270.000 euros/MW por año para los de 90 MW. En ambos casos supone una rebaja respecto a la subasta precedente, cuando el precio de salida en el bloque de 5 MW fue de 160.000 euros y el de 90 MW, de 310.000 euros.

El Gobierno modificó este año el sistema de interrumpibilidad. Entre las novedades introducidas figura la posibilidad de activar el servicio por criterios económicos. En este caso, el operador hará que entre en juego la interrumpibilidad si es más barata que los servicios de ajuste del mercado diario. La aplicación del servicio de interrumpibilidad por criterios económicos se realizará por cantidades mínimas de 200 megavatios (MW) y máximas de 500 MW en cada hora, de acuerdo con el cumplimiento de algunas condiciones. Además, en caso de su activación por este criterio, entre los adjudicatarios del servicio se establecerá un sistema de turnos rotatorios como criterio de orden para requerir su activación.

Asimismo, se excluyen del ámbito de aplicación del servicio de disponibilidad las instalaciones de generación hidráulica, debido a la escasez actual de las reservas y a la incertidumbre. Por otra parte, la retribución del servicio de interrumpibilidad estará constituida por dos términos, uno fijo asociado a la disponibilidad de potencia y otro variable asociado a la ejecución efectiva de una opción de reducción de potencia.

Recientemente, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) criticó las propuestas del Ministerio al considerar «elevado» el coste del sistema de interrumpibilidad eléctrica, «apenas utilizado», y propuso que se justificase su necesidad. El organismo consideró que las subastas de interrumpibilidad son «complejas», que sus costes triplican las del gas y electricidad y que algunos productos (90 MW) favorecen a las grandes industrias.

Red Eléctrica lanza el programa Grid2030 para impulsar la innovación en el sistema eléctrico

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Europa Press.- Red Eléctrica de España (REE) ha lanzado Grid2030, un programa colaborativo de innovación para promover la investigación a largo plazo mediante la convocatoria de iniciativas tecnológicas aplicadas a la red de transporte que tengan un impacto directo en la eficiencia y sostenibilidad de los sistemas eléctricos.

Grid2030 durará 4 años y contará con un presupuesto inicial de 2 millones de euros para el impulso de proyectos que den respuesta a los retos a los que se enfrenta el desarrollo de la red del futuro. En la primera fase se abordarán el despliegue de nuevos elementos de electrónica de potencia y el desarrollo de nuevos recursos para la flexibilidad del sistema eléctrico, compatibles con un modelo energético libre de emisiones de CO2.

Red Eléctrica destacó que el objetivo principal es reducir los costes y aumentar la eficiencia y sostenibilidad del sistema eléctrico, además de, por un lado, mejorar el rendimiento de la red de transporte a través del desarrollo de la electrónica de potencia y, por otro, promover avances en el control e integración de la generación renovable mediante el uso de nuevos o mejorados componentes e infraestructuras de almacenamiento que aumenten la flexibilidad del sistema eléctrico.

La primera convocatoria estará abierta hasta febrero del 2018. Durante este periodo se presentarán las iniciativas y recibirán apoyo. Posteriormente, las candidaturas más prometedoras podrán asociarse con otras organizaciones y presentar una propuesta integrada para conseguir un proyecto de mayor impacto. A partir de junio se iniciará la fase de ejecución, tras un proceso de selección, en la que los proyectos de mayor potencial contarán con apoyo financiero de Red Eléctrica, así como con asesoramiento técnico y soporte por InnoEnergy.

Con el programa Grid2030, pionero en España, Red Eléctrica e InnoEnergy se asocian en una colaboración plurianual que permitirá explorar innovaciones socioeconómicas y técnicas relacionadas con la operación y el transporte de electricidad y apoyar el desarrollo y temprana comercialización de aplicaciones basadas en tecnología punta, acelerando su despliegue y maduracióna través de la participación de empresas e industrias.

La sequía eleva las emisiones de CO2 de la electricidad un 6,67% por el mayor peso de carbón y gas

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Europa Press.- Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) procedentes de la generación eléctrica entre enero y octubre de 2017 han aumentado un 6,67% respecto al mismo periodo de 2016, ya que a consecuencia de la sequía la energía hidráulica cayó casi a la mitad hasta el 30 de octubre, según datos de Red Eléctrica de España.

En concreto, la energía hidráulica, que no emite CO2, disminuyó un 49,3% desde enero hasta octubre y un 50,7% durante el mes de octubre respecto a octubre de 2016, al tiempo que cayó un 44,6% acumulado entre octubre de 2016 y 2017, es decir, en los últimos 365 días, a consecuencia de la falta de agua. Esta demanda se ha visto compensada por la energía producida con carbón o con ciclo combinado, que en los últimos 365 días crecieron un 24% y un 39,5% respectivamente.

En lo que va de año, la electricidad ha generado 60.053.357 toneladas de CO2, lo que supone un 6,67% más que en el mismo periodo de 2016. Del total de estas emisiones, el 57%, 34.234.604 toneladas de CO2 fueron emitidas por el carbón y otras 16.534.593 toneladas de CO2 se debieron a los ciclos combinados de gas. Aunque la energía procedente de carbón disminuyó un 8,5% en octubre de 2017 respecto al mismo mes del año pasado, acumula un crecimiento de enero a octubre del 31,5%. Asimismo, la energía producida con ciclo combinado, que en el mes de octubre subió un 18,8% respecto al mismo mes del año pasado, acumula un aumento del 38,7% en lo que va de año.

Nuclear, ciclo combinado y carbón

Precisamente, la energía eólica también sufrió un retroceso en lo que va de año a consecuencia de la ausencia de viento, ya que ha disminuido un 7,3%. Sin embargo, si se compara octubre de este año con el de 2016, la eólica creció un 31%. A lo largo del mes la energía nuclear volvió a ser la principal fuente de generación en España, con el 21,5% del total de la electricidad generada. A esta le siguieron el ciclo combinado, con un 19,6%, y el carbón con un 19,5% del total.

La solar fotovoltaica creció un 14,6% en octubre de 2017 respecto al mismo mes del 2016 y la solar térmica un 48,6%, aunque el crecimiento acumulado del año es más moderado, del 2,8% para la primera y un 4,5% para la segunda. Las renovables aportaron el 26,4% de la producción peninsular de electricidad. En cuanto a las emisiones, el 47,6% de la generación peninsular fue libre de CO2, lo que supone un 2,6% menos que en octubre del año pasado.

En cuanto a la reserva hidráulica para generación, Red Eléctrica explica que en octubre se situaba en el 27,7%, lo que supone casi 13,5 puntos porcentuales menos que el nivel del año pasado y en la misma situación respecto al mes anterior. Así, estima que en términos hidroeléctricos el mes de octubre «ha sido un mes seco respecto a la media histórica para este mes». En general, igual que ocurrió en septiembre, en octubre la falta de agua se compensó con carbón, ciclo combinado y carbón, que son más caras y más emisoras de CO2.

El PSOE propone a Jorge Fabra, exconsejero de CNE, consejero del CSN para sustituir a Cristina Narbona

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Europa Press.- El PSOE ha propuesto el nombramiento de Jorge Fabra como consejero del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) en sustitución de Cristina Narbona, quien cesó a petición propia, para ocupar la Presidencia del PSOE. Según el Estatuto del CSN, el pleno del CSN está formado por un presidente, que actualmente es Fernando Martí, y por 4 consejeros. En este momento, los consejeros son Rosario Velasco (PSOE), que ocupa a su vez la Vicepresidencia; Fernando Castelló (PP) y Javier Dies.

Fabra es licenciado en Economía por la Universidad Complutense de Madrid; doctor en Derecho por la Universidad Carlos III de Madrid, fue presidente del Colegio de Economistas de Madrid (1980-1983) y ha ocupado diversos cargos vinculados al sector de la energía. Entre ellos, fue delegado del Gobierno en la explotación del sistema eléctrico de 1983 a 1988; consejero de Babcock, Wilcox y Endesa entre 1984 y 1988; ocupó la presidencia de Red Eléctrica desde 1988 a 1997 y desde 2005 a 2011 fue consejero de la Comisión Nacional de Energía.

Empezará a trabajar en 2018

El Gobierno nombrará al consejero por Real Decreto a propuesta del Ministerio y tras su comparecencia ante la Comisión de Energía, Turismo y Agenda Digital, los diputados expresarán su aceptación o veto razonado en el plazo de un mes y se dará por aceptado el nombramiento una vez transcurrido ese plazo si no hay una manifestación contraria expresa del Congreso.

La sequía dispara las emisiones de CO2 de la electricidad un 28,13% por el mayor peso de carbón y gas

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Europa Press.- Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) procedentes de la generación eléctrica han aumentado un 28,13% en 2017 respecto al mismo periodo de 2016, ya que a consecuencia de la sequía la energía hidráulica cayó casi a la mitad hasta el 30 de septiembre, según indicó Red Eléctrica de España.

En concreto, la energía hidráulica disminuyó un 49,5% desde el 1 de enero hasta el 30 de septiembre y cayó un 29,1% durante septiembre por la falta de agua, por lo que la demanda eléctrica en España se ha compensado con energía de carbón y de ciclo combinado de gas, que son más caras y también más emisoras de CO2.

Así, en lo que va de año (de enero a septiembre) se han emitido en el conjunto de España 52.990.411 toneladas de CO2 relacionadas con la producción de electricidad, de las que 30.318.938 toneladas de CO2 se debieron a la generación por carbón y 10.069.124 toneladas de CO2 al gas (ciclo combinado). Estas cifras, suponen un 28,13% más que en el mismo periodo del 2016 (41.354.702 toneladas). El año pasado el carbón en el mismo periodo emitió 21.960.124 toneladas de CO2, es decir, un 27,52% menos, y el ciclo combinado, 8.614.516 toneladas de CO2, un 14,45% menos que este año.

Según datos de Red Eléctrica de España, la energía generada con carbón ha crecido un 39,5% en este año y, en la misma línea ascendente, se sitúa el ciclo combinado (gas), que ha aumentado un 42,6% en este año, al mismo tiempo que la energía eólica disminuyó un 9,8% en lo que va de año, aunque repuntó un 4,7% en el mes de septiembre. En total, desde septiembre de 2016 a septiembre de 2017, la hidráulica ha generado un 42,6% menos de electricidad y la eólica ha perdido también un 12% en el mismo periodo. Además, en la actualidad se genera un 25% más de energía con carbón que hace un año y un 44% más de ciclo combinado (gas).

Los datos apuntan que en el último mes disminuyó un 5,9% la generación renovable para suplir la demanda eléctrica pero, si se compara con los datos de hace un año, la electricidad procedente de renovables se redujo en un 22,9%. Así, las emisiones de CO2 asociadas a la generación eléctrica alcanzaron 7.089.179 toneladas en julio; 6.038.501 toneladas en agosto y 5.720.637 toneladas de CO2 durante el mes de septiembre a nivel nacional. De estas, el carbón supuso más de la mitad de las emisiones de CO2 en julio, 4.098.000 toneladas de CO2; entorno a la mitad en agosto, 3.079.792 toneladas y 2.919.485 toneladas de CO2 por carbón correspondieron a septiembre.

Según fuentes de Red Eléctrica, la falta de energía hidráulica por la sequía y de eólica, que disminuyó por la falta de viento, se está compensando con carbón y gas, mientras la nuclear permanece constante. En los datos, según subraya, tiene importancia Canarias, que fundamentalmente depende de combustibles fósiles, al no tener interconexión eléctrica. Así, en septiembre, las centrales nucleares, que no emiten CO2, aportaron el 24,9% de la generación y se convirtió en la fuente de energía con mayor peso en la producción eléctrica.

En segundo y tercer puesto se situaron el ciclo combinado, con el 17,2%, y el carbón, con el 14,9% respectivamente. En su conjunto, las renovables contribuyeron a la demanda eléctrica con un 29,8% del total y debido a la disminución de la generación hidráulica junto con el aumento del ciclo combinado volvió a producirse un descenso renovable de 0,5 puntos porcentuales respecto al año anterior.

Si bien, del total de la energía generada, el 54,4% en septiembre fue libre de CO2 (renovables + nuclear). En la actualidad, a finales del mes de septiembre las reservas hidráulicas se situaron en un 29,2%, casi 17 puntos por debajo que en septiembre de 2016 y 3,4 puntos menos que en el mes de agosto. En cuanto a la producción eólica peninsular, en septiembre llegó a 2.793 gigawatios hora, lo que supone un 4,7% más frente al mismo mes de hace un año. El máximo de generación eólica peninsular se produjo el 9 septiembre, lo que supuso un 34,1% de la generación ese día.

Finalmente, el precio final de la demanda peninsular en septiembre fue de 56,36 euros por megavatio hora, lo que significa un aumento del 3% respecto al mes anterior y un 10,3% más frente a septiembre de 2016. Sin embargo, la demanda fue un 3% menor en este mes. Este dato también tendría relación con la sequía y el viento en calma, ya que la demanda se está supliendo con carbón y gas que España adquiere en el exterior, lo que provoca un aumento del precio.

REE prevé poner en servicio en el año 2025 la interconexión eléctrica submarina por el Golfo de Vizcaya con Francia

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Europa Press.- Red Eléctrica de España prevé poner en servicio en 2025 el enlace eléctrico submarino con Francia, un trazado de 370 kilómetros que partirá de la estación conversora que se construirá próxima a la subestación de Gatika, hasta el Golfo de Vizcaya, para discurrir bajo el mar durante 280 kilómetros hasta la subestación de Cubnezais, cerca de Burdeos. La inversión de este proyecto rondará los 1.750 millones de euros, presupuesto que podrá sufrir variaciones dependiendo del proyecto final que se defina.

Expertos científicos y técnicos han analizado este proyecto con administraciones, agentes económicos y colectivos medioambientales, que supondrá un aumento de la capacidad de intercambio de electricidad de hasta 5.000 megavatios (MW), frente a los 2.800 actuales, y ofrecerá una capacidad de transporte de 2.000 MW, a través de un doble enlace submarino (dos cables por enlace). El delegado del Gobierno en el País Vasco, Javier De Andrés, destacó que la interconexión eléctrica por el Golfo de Vizcaya se enmarca como uno de los objetivos prioritarios de la Unión Europea en materia energética y está catalogado como Proyecto de Interés Comunitario por su marcado carácter estratégico.

De Andrés ha recordado que «la Unión Europea apuesta por las interconexiones eléctricas como herramienta para la creación de un mercado único de la energía que impulsará la convergencia de precios, mejorará la competitividad de nuestras empresas y permitirá una mayor penetración de energías renovables en el sistema eléctrico con la consiguiente menor dependencia de los combustibles fósiles». Aun así, España está lejos de la capacidad objetiva de interconexión eléctrica de la gran mayoría de países europeos y a gran distancia de los objetivos comunitarios. «Las interconexiones actuales con Francia no llegan a los 3.000 MW, lo que supone un ratio de interconexión del 2,8% con los sistemas eléctricos centroeuropeos, muy lejos del 10% acordado por la Unión Europea», lamentó.

También ha intervenido el director del proyecto de interconexión eléctrica submarina España-Francia, Juan Prieto, quien ha detallado el calendario del proyecto que, en la actualidad, está en la fase de consultas, que se prolongará hasta principios de 2018. Según ha explicado, una vez recogidas sugerencias, observaciones y análisis de las administraciones, todo ello se incorporará en los estudios de detalle ambiental y técnicos, para ya en 2018 comenzar con la tramitación detallada del estudio de impacto ambiental y de los proyectos. Después, habrá otra fase de información pública en la parte de la tramitación administrativa.

Prieto ha señalado que, teniendo en cuenta «el proceso riguroso y detallado que siguen este tipo de proyectos, estaríamos hablando de que no antes de 2020 estarían resueltas todas las autorizaciones necesarias, con lo cual antes de 2020 no comenzará ningún trabajo físico en el terreno». Además, indicó que estas infraestructuras «tienen un periodo de fabricación de los cables y de instalación prolongados, con lo cual estamos manejando una fecha de puesta en servicio de interconexión en torno a 2025».

El proyecto se desarrolla a través de INELFE, una empresa mixta creada a partes iguales por Red Eléctrica, el gestor de la red pública de transporte en España y su homólogo francés, Réseau de Transport d’Electricité. Su misión es construir y poner en marcha las interconexiones entre ambos países, con el objetivo de aumentar el volumen de intercambio de energía eléctrica entre la península Ibérica y el resto de Europa.

La interconexión estará conectada a la subestación de Gatika, a 10 kilómetros de la costa vasca. Para ello se aprovechará la infraestructura existente Gatika-Lemoiz, compuesta por dos líneas eléctricas de 400 kilovatios (KW). El trazado partirá de la estación conversora, que se construirá próxima a la subestación de Gatika, hasta la zona del Golfo de Vizcaya. De acuerdo al procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental español, se dará inicio al trámite de presentación del documento que a modo de resumen identificará las características y ubicación del proyecto, el análisis de los potenciales impactos de las diferentes alternativas para la conversora y la línea, así como un diagnóstico territorial y medioambiental de las afecciones del proyecto.

El enlace se conectará a la subestación eléctrica de Gatika y a la subestación de Cubnezais. La elección del trazado y la colocación del cable en el fondo marino minimizarán el impacto sobre los usos marítimos y especialmente en la pesca. Por otro lado, el trazado subterráneo recorrerá menos de 100 kilómetros, desde la ribera derecha del río Dordoña, y pasará por debajo de éste y del Garona para llegar al litoral aquitano a través del Médoc, respetando el medio ambiente y las actividades humanas.

En esta zona costera se deben integrar numerosos elementos como son la sensibilidad ambiental, la frecuentación de las playas, los núcleos urbanizados, la sensibilidad respecto al retroceso de la línea de costa, así como la posibilidad de utilizar infraestructuras ya existentes para alejarse del litoral. Los puntos de aterraje más adaptados se encuentran en la costa de Médoc. El enlace interconectará dos sistemas de corriente alterna a través de una línea submarina en corriente continua. En cada extremo del enlace, las estaciones conversoras transformarán la corriente continua en alterna para conectarse con las redes de transporte de España y Francia.

Actualmente se está desarrollando de forma simultánea en el País Vasco y Aquitania el proceso de participación pública por parte de las empresas responsables del proyecto,  garantizando la información pública y la transparencia, en conformidad con las exigencias europeas. A este respecto, sus responsables están manteniendo encuentros informativos con las administraciones regionales, con los ayuntamientos y con los vecinos de las localidades del área de actuación. Además, se han puesto en marcha ya varios canales de comunicación ciudadana y se ha distribuido información a través de medios de comunicación, folletos y puntos informativos. También se aseguraron las «máximas garantías técnicas y medioambientales del proyecto», así como la necesidad de seguir apostando por las interconexiones eléctricas.

En ese sentido, José Manuel Esteban, jefe del área funcional de Industria y Energía de la subdelegación del Gobierno en Vizcaya, ha precisado que esta línea se hace para «integrar la red eléctrica española en la red europea», ya que España «tiene capacidad de sobra para producir la energía que necesita». «Esta interconexión no es para importar ni exportar, sino para estar conectados«, ha insistido.

Red Eléctrica de España ganó 495 millones de euros hasta septiembre, un 5,1% más, y pagará 0,25 euros de dividendo

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Europa Press.- Red Eléctrica Corporación obtuvo un beneficio neto de 495,5 millones de euros en los nueve primeros meses del año, cifra un 5,1% superior a la del mismo periodo de 2016 y en línea con el objetivo de crecimiento marcado en el Plan Estratégico 2014-2019, según indicó la compañía, que abonará un dividendo bruto de 0,2549 euros por acción el próximo 5 de enero, a cuenta de los resultados del 2017.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del gestor eléctrico creció un 2,1% en los nueve primeros meses, hasta los 1.136,6 millones de euros, mientras que el resultado neto (Ebit) se situó en 767,7 millones de euros, un 2,2% más. Por su parte, la cifra de negocio de Red Eléctrica se incrementó un 1,4% hasta septiembre, hasta los 1.465,3 millones de euros. La compañía ha achacado este incremento a la retribución asociada a las instalaciones de transporte puestas en servicio a lo largo del año 2016. Asimismo, la cifra de negocio incorpora las telecomunicaciones, que alcanzan los 65,3 millones de euros, o los ingresos regulados relativos a la operación del sistema por 42 millones de euros.

El total de inversiones del grupo alcanzó los 296 millones de euros, cifra inferior en un 35,4% a la del mismo periodo de 2016, debido a que en 2016 se recogían en este capítulo los casi 200 millones de euros que destinó a la compra del 50% de la compañía chilena TEN. La partida de inversiones incluye principalmente la inversión en la red de transporte nacional, que alcanzó los 227 millones de euros, y en Perú. Asimismo, está próxima la finalización del proyecto de interconexión de los sistemas eléctricos Central y Norte de Chile y que supondrá una inversión de 800 millones de dólares (cerca de 688 millones de euros).

Los aprovisionamientos y otros gastos de explotación alcanzaron 277,7 millones de euros en estos nueve primeros meses del año. Estas partidas se mantienen prácticamente constantes respecto al mismo periodo del año anterior, una vez eliminados los efectos no recurrentes. De este modo, el Grupo Red Eléctrica continúa consolidando las mejoras de eficiencia logradas en el ejercicio anterior. El resultado financiero fue negativo en 106,8 millones de euros frente a los 114,8 millones, también negativo, registrados en el mismo periodo del ejercicio anterior. Esta partida refleja la caída del coste medio de la deuda financiera, que se ha situado en el 2,8% frente al 2,99% del mismo periodo del año 2016.

Salvapájaros versus muertes de aves

Por otra parte, Red Eléctrica señalizará 500 kilómetros de líneas de alta tensión con salvapájaros para evitar muertes de aves mediante una inversión de 2 millones de euros que forman parte del Plan de Señalización 2017-2023 que la empresa inició en junio. La iniciativa busca evitar el riesgo potencial de muerte por colisión de las aves con las líneas eléctricas del transporte. El plan se ha diseñado a partir de los resultados obtenidos en el proyecto de Red Eléctrica Aves y líneas eléctricas Cartografía de corredores de vuelo, que ha sido galardonado con el Premio Europeo de Medio Ambiente a la Empresa 2014 en la categoría especial Empresa y Biodiversidad.

El proyecto, que finalizó en 2016, permitió identificar los tramos de líneas eléctricas de mayor incidencia potencial sobre la avifauna. Este plan y otras actuaciones anteriores han permitido señalizar 3.000 kilómetros de líneas eléctricas de transporte. Los salvapájaros del tipo aspa y espiral son dispositivos que mejoran la visibilidad y detección de los cables de tierra de las líneas eléctricas por parte las aves, al incrementar el diámetro de los mismos. Durante 2015 y 2016 se señalizaron diversos tramos con riesgo potencial en Canarias y Baleares y ahora ya comenzaron los trabajos en tramos ubicados en Castilla y León, Cataluña y Extremadura. Se espera que los trabajos terminen en 2023.

La demanda de energía eléctrica crece un 1,6% en octubre, según datos de Red Eléctrica de España

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Europa Press.- La demanda peninsular de energía eléctrica alcanzó los 20.145 gigavatios por hora en el mes de octubre, un 1,6% más que en el mismo mes del año anterior, según las últimas estimaciones de Red Eléctrica. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, el aumento fue del 0,3%. Entre enero y octubre, la demanda peninsular de energía eléctrica creció un 0,6% con respecto al mismo periodo de 2016, hasta los 209.235 gigavatios por hora.

La subida se modera al 0,9% si se tienen en cuenta los efectos mencionados. La producción de origen eólico alcanzó en octubre los 3.114 gigavatios por hora, un 31,1% más que en el mismo mes del año anterior, y supuso el 15,5% de la producción total. Asimismo, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 26,3% de la producción total de octubre, mientras que el 47,6% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten dióxido de carbono (CO2). En el conjunto del año, las fuentes renovables supusieron el 34,4% del total de energía eléctrica producida en la península.

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

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

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

Así, en lo que va de año se han emitido en el conjunto de España 52.990.411 toneladas de CO2 debidas a la electricidad, de las que 30.318.938 toneladas de CO2 se debieron a la generación por carbón y 10.069.124 toneladas de CO2 al gas (ciclo combinado). Estas cifras, suponen un 28,13% más que en el mismo periodo del año pasado (41.354.702 toneladas). El año pasado el carbón en el mismo periodo emitió 21.960.124 toneladas de CO2, es decir, un 27,52% menos, y el ciclo combinado, 8.614.516 toneladas de CO2, un 14,45% menos que este año.

Según datos de Red Eléctrica de España, por el contrario, la energía generada con carbón ha crecido un 39,5% en este año y, en la misma línea ascendente se sitúa el ciclo combinado, que ha aumentado un 42,6%, al mismo tiempo que la energía eólica disminuyó un 9,8% en lo que va de año, aunque repuntó un 4,7% en el mes de septiembre. En total, desde septiembre de 2016 a septiembre de 2017, la hidráulica ha generado un 42,6% menos de electricidad y la eólica ha perdido también un 12% en el mismo periodo. Asimismo, se genera un 25% más de energía con carbón que hace un año y un 44% más de ciclo combinado.

Importante descenso de las renovables

Los datos apuntan que en el último mes disminuyó un 5,9% la generación renovable para suplir la demanda eléctrica, pero si se compara con los datos de hace un año, la electricidad procedente de energías renovables se redujo en un 22,9%. Así, las emisiones de CO2 asociadas a la generación eléctrica alcanzaron 7.089.179 toneladas en julio; 6.038.501 toneladas en agosto y 5.720.637 toneladas de CO2 durante septiembre a nivel nacional. De estas, el carbón supuso más de la mitad de las emisiones de CO2 en julio, 4.098.000 toneladas de CO2; entorno a la mitad en agosto, 3.079.792 toneladas y 2.919.485 toneladas de CO2 por carbón correspondieron al mes de septiembre.

Según fuentes de Red Eléctrica, la falta de energía hidráulica por la sequía y de eólica, que disminuyó por la falta de viento, se está compensando con carbón y gas, mientras la nuclear permanece constante. En los datos, según subraya, tiene importancia Canarias, que fundamentalmente depende de combustibles fósiles, al no tener interconexión eléctrica. Así, en septiembre, las centrales nucleares, que no emiten CO2, aportaron el 24,9% de la generación y se convirtió en la fuente de energía con mayor peso en la producción eléctrica.

En segundo y tercer puesto se situaron el ciclo combinado, con el 17,2%, y el carbón, con el 14,9% respectivamente. En su conjunto, las renovables contribuyeron a la demanda eléctrica con un 29,8% del total y, debido a la disminución de la generación hidráulica junto con el aumento del ciclo combinado, volvieron a producir un descenso de la energía renovable del 0,5% respecto al 2016.

Si bien, del total de la energía generada, el 54,4% en septiembre fue libre de CO2 (renovables + nuclear). En la actualidad, a finales del mes de septiembre las reservas hidráulicas se situaron en un 29,2%, casi 17 puntos por debajo que en septiembre de 2016 y 3,4 puntos menos que en el mes de agosto. Según admite Red Eléctrica, en términos hidroeléctricos, el mes de septiembre fue seco respecto a la media histórica de este mes. En cuanto a la producción eólica peninsular en septiembre, llegó a 2.793 gigavatios hora, lo que supone un 4,7% más frente al mismo mes de hace un año.

Finalmente, el precio final de la demanda en la Península en septiembre fue de 56,36 euros por megavatio hora, lo que significa un aumento del 3% respecto al mes anterior y un 10,3% más frente a septiembre de 2016. Sin embargo, la demanda fue un 3% menor en este mes. Este dato también tendría relación con la sequía y la eólica, ya que la demanda se está abasteciendo con carbón y gas que España adquiere en el exterior, lo que provoca un aumento del precio.