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Dos meses quedan para la recepción de propuestas a incluir por REE en la planificación de la red de transporte

Europa Press.- Red Eléctrica de España ha abierto un plazo hasta el 1 de junio para recibir las propuestas de desarrollo de la red de transporte remitidas por los agentes del sector eléctrico, las comunidades autónomas, las ciudades autónomas de Ceuta y de Melilla y los promotores de nuevos proyectos de generación eléctrica, según indicó la compañía.

Una vez reciba las propuestas, la compañía, en su calidad de operador del sistema, remitirá antes de 2020 al Ministerio de Transición Ecológica la propuesta inicial de planificación de infraestructuras de la red de transporte de energía eléctrica con horizonte 2021-2026. Según REE, esta nueva planificación será un instrumento «de especial relevancia» en la consecución de los objetivos establecidos en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, enviado para su tramitación a la Comisión Europea. Esta planificación también será un instrumento fundamental para el logro del Mercado Interior de la Energía en Europa mediante la puesta en servicio de nuevas interconexiones internacionales.

Entre los principios definidos para la elaboración de la nueva planificación destacan el cumplimiento de los compromisos en materia de energía y clima que se concreten en el PNIEC 2021-2030, así como maximizar la integración de renovables en el sistema eléctrico y posibilitar su evacuación en zonas con alto potencial de desarrollo de las mismas y siempre que sea medioambientalmente posible. Además, será prioritario la mejora y actualización de la red existente y la utilización de nuevas tecnologías. Igualmente, se tendrá en cuenta la eficiencia económica, la reducción de restricciones técnicas y las pérdidas de la red; y todo ello garantizando la seguridad de suministro.

La propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte incluirá para cada una de las nuevas infraestructuras una memoria justificativa de su contribución a los principios definidos para la planificación, alternativas de desarrollo y las razones que avalan la opción elegida como óptima para el sistema eléctrico. De tal manera que ninguna instalación que no presente un análisis coste/beneficio positivo podrá llevarse a cabo.

El proceso de elaboración de la planificación de la red de trasporte de electricidad se define como un proceso en el que intervienen los sujetos interesados en el desarrollo de la red de transporte y la sociedad representada por las comunidades autónomas, estableciendo trámites para la participación de todos los posibles interesados. El PNIEC constituye la hoja de ruta hasta 2030 de la estrategia definida por la Comisión Europea en materia de energía y cambio climático, con el objetivo de conseguir una sociedad europea descarbonizada y con un suministro energético basado en su totalidad en las energías renovables en 2050.

La CNMC prepara una batería de nuevas regulaciones para el sector energético para que entren en vigor en 2020

Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) prepara una batería de nuevas regulaciones para el sector energético, con el objetivo de que entren en vigor a partir del 2020. En concreto, la CNMC prevé aprobar un total de 13 circulares, que tienen rango de vinculantes, que afectarán a la regulación del sector eléctrico y gasista. La intención del organismo es someter al trámite de audiencia pública esta batería de circulares antes del verano.

En el sector eléctrico, las circulares que prevé sacar adelante el regulador se refieren a cómo se establecen las metodologías de retribución del operador del sistema eléctrico, así como a los cálculos de los peajes y retribución del transporte y distribución de electricidad. También se incluyen la metodología relativa al funcionamiento del mercado mayorista de producción de energía eléctrica y la que establece las condiciones del acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones eléctricas.

En lo que respecta al sector gasista, se abordará una circular por la que se establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de gas y regasificación, transporte y distribución de gas natural y otra por la que se establece la metodología de retribución del gestor técnico del sistema gasista.

Además, también figura una circular por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de regasificación, transporte y distribución de gas natural, así como otras para las retribuciones de las actividades reguladas de transporte y de regasificación de gas; de la actividad regulada de distribución de gas natural; o las normas de balance de gas natural y los mecanismos de acceso y asignación de capacidad a aplicar en el sistema gasista.

Con la convalidación por el Congreso de los Diputados del real decreto de medidas urgentes para adecuar las competencias de la CNMC a las exigencias del derecho comunitario, el regulador consigue nuevas competencias en el ámbito económico, en materia de acceso y conexión, supervisión de los mercados organizados y de planes de inversión, inspección y sanciones. En concreto, le corresponderá a la CNMC aprobar la metodología de peajes, los valores de los peajes, los parámetros retributivos del transporte y la distribución, salvo los almacenamientos subterráneos de gas natural, y la remuneración anual de estas actividades.

Asimismo, se le atribuye la competencia para aprobar la retribución, y su correspondiente metodología, del operador del sistema eléctrico y del gestor técnico del sistema gasista. Con carácter transitorio, la aprobación de los peajes se realizará por la CNMC una vez que se aprueben sus metodologías, que no serán de aplicación antes del 1 de enero de 2020. En el caso de las metodologías de retribución serán aplicables una vez finalice el primer periodo regulatorio previsto respectivamente para gas y electricidad, mientras que la fijación de la retribución la realizará a partir del próximo enero.

El Gobierno ofrece mantener invariable hasta 2031 la retribución de las renovables instaladas antes de la reforma Soria de 2013

Redacción / Europa Press.- El Ministerio para la Transición Ecológica ha iniciado los trámites del anteproyecto de ley que establece las nuevas tasas de retribución financiera aplicables a las distintas actividades con retribución regulada del sistema eléctrico para el periodo 2020-2025. El anteproyecto presentado plantea que la tasa de retribución que tenían reconocida hasta ahora las instalaciones de energía renovable, cogeneración y residuos con derecho a retribución primada hasta el Real Decreto-Ley 9/2013, el del recorte a las renovables, no pueda modificarse hasta 2031.

Sin embargo, para el período 2020-2025, el Gobierno sí que recortará la retribución de las redes y de las renovables post-reforma Soria. En este sentido, propone una tasa de retribución del 5,58% para las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica y del 7,09% para la actividad de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

De esta manera, el Gobierno avala la propuesta de tasas a estas actividades para el segundo periodo regulatorio que realizó el organismo regulador la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que supone un recorte del 14,1% con respecto a la retribución actual del 6,503% para los negocios de redes y generación no peninsular y un 5,5% menos con respecto al 7,503% vigente para las renovables. Por su parte, las instalaciones anteriores al Real Decreto-ley 9/2013 tienen una tasa de retribución del 7,389%.

La principal novedad en la propuesta de la CNMC era la metodología seguida para establecer la tasa de rentabilidad, basándose en el coste medio ponderado del capital (WACC en inglés), que es la metodología más comúnmente aplicada por los reguladores europeos dentro del ámbito de sus competencias para establecer la tasa de retribución de las actividades reguladas del sector energético.

Además, como se expone, con el objeto de garantizar un marco retributivo estable, el anteproyecto presentado plantea que la tasa de retribución que tienen reconocida en la actualidad las instalaciones de energía renovable, cogeneración y residuos con derecho a retribución primada con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-Ley 9/2013, el del recorte a las renovables y que ha sido objeto de una significativa litigiosidadtanto a nivel nacional como a nivel internacional, no pueda modificarse hasta 2031.

La tasa de retribución financiera se calcula tomando como referencia el rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años (bonos del Estado a 10 años) incrementándolo con un diferencial adecuado. Para determinar el diferencial que aparece en el anteproyecto, el gabinete dirigido por Teresa Ribera solicitó un informe a la CNMC y ratifica sus conclusiones, realizando a su vez la mejor estimación posible del valor de las obligaciones a 10 años en tanto éstas quedan actualizadas, señala el Ministerio.

Estabilidad para instalaciones pre-reforma Soria

Por otra parte, con el objeto de fijar un marco retributivo estable a las instalaciones de renovables afectadas por el recorte aplicado en el Real Decreto 9/2013 y «lanzar una señal positiva a los inversores para evitar el planteamiento de nuevos procedimientos o, en su caso, poner fin a los ya existentes», el anteproyecto propuesto por el Gobierno garantiza a sus titulares que el valor sobre el que girará la rentabilidad razonable fijada para el primer periodo regulatorio, el actual, no podrá ser revisado durante los dos periodos regulatorios que se sucedan, de manera consecutiva, a partir del 1 de enero de 2020, indicó el Ministerio para la Transición Ecológica.

El decreto 9/2013, que supuso la modificación del régimen jurídico y económico para las instalaciones de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, ha sido objeto de una importante litigiosidad tanto a nivel interno como a nivel internacional. 5 de los 7 laudos arbitrales de los que se han dictado hasta la fecha han sido parcialmente condenatorios y, en este momento, permanecen abiertos un total de 35 procedimientos de arbitraje internacional contra el Reino de España por valor de más de 8.000 millones de euros.

Las indemnizaciones o compensaciones que deban ser abonadas a consecuencia de resolución firme dictada en cualquier instancia, judicial o arbitral, se detraerán del importe correspondiente a la diferencia entre la retribución que proceda abonar de las tasas de retribución congeladas hasta 2031 y la que hubieran recibido en el régimen ordinario. No obstante, los titulares podrán renunciar a este marco retributivo y acogerse al ordinario, sujeto a modificación cada 6 años, añadió el Ministerio. Una vez concluyan los trámites del anteproyecto, el texto volvería al Consejo de Ministros para su aprobación y remisión a las Cortes como proyecto de ley.

“Restauraría los derechos del sector”

Por su parte, la Asociación Nacional de Productores Fotovoltaicos (Anpier) considera que la propuesta de mantener a las instalaciones anteriores al recorte a las renovables de 2013 la tasa de rentabilidad actual hasta 2031 supone «un primer paso hacia la restauración de los derechos del sector social fotovoltaico español”. En este sentido, Anpier valoró que el anteproyecto es «el inicio de la recuperación de un sector que ha sido duramente maltratado durante la última década».

«Un colectivo formado por 60.000 familias que, atendiendo un llamamiento del propio Estado español, destinaron sus ahorros y sus esfuerzos al desarrollo y generación de energía solar fotovoltaica y que, sin embargo, había sido sometido a recortes desmesurados que obligaron a la refinanciación para evitar quiebras familiares generalizadas», añadió. Así, Anpier consideró que «no hay transición ecológica justa si no se restituyen legítimos derechos a las decenas de miles de familias españolas que, con grandes sacrificios, han logrado que sea posible un cambio en el modelo de generación energética que evite los efectos más devastadores del ya inevitable cambio climático».

El presidente de Anpier, Miguel Ángel Martínez-Aroca, subrayó que se ha dado «un primer paso en el camino de vuelta a la seguridad jurídica del sector renovable español, denostado en todo el mundo por el quebranto ocasionado tanto a los inversores nacionales como a los internacionales«. Sin embargo, recordó que habrá que «continuar avanzando hasta alcanzar una restauración justa y equilibrada», puesto que son todavía muchos los desajustes arbitrarios ocasionados por la reforma, «dado que la supuesta rentabilidad del 7,39% es absolutamente ficticia y los recortes soportados son asimétricos, llegando en casos al 50% de la tarifa regulada inicialmente establecida».

Red Eléctrica compra a Bow Power (ACS y GIP) una concesionaria eléctrica en Perú por 181,6 millones de euros

Europa Press.- Red Eléctrica Internacional llegó a un acuerdo con Bow Power, firma de inversión en energía participada por ACS y el fondo GIP, para adquirir el 100% de CCNCM, sociedad concesionaria de la línea de transmisión Carhuaquero-Cajamarca Norte-Cáclic- Moyobamba 220 kV y subestaciones asociadas en Perú, por 205 millones de dólares (unos 181,6 millones), según indicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

En concreto, esta sociedad explota, desde finales de 2017 y en régimen de concesión por 30 años por el Estado peruano, 372 kilómetros de circuito de 220 kV y 138 kV (kilovoltios) y 4 subestaciones en las regiones de Cajamarca, Amazonas y San Martín en el norte de Perú. La operación, cuyo importe de 205 millones de dólares incluye la deuda, está supeditada a la obtención de las autorizaciones pertinentes. La compañía presidida por Jordi Sevilla indicó que los ingresos generados por CCNMC rondan los 18 millones de dólares (unos 16 millones de euros) anuales.

Interconexión entre Perú y Ecuador

Red Eléctrica es el transmisor eléctrico de referencia en el sur de Perú, donde está presente desde 1999. Con esta nueva adquisición será propietaria en el país andino de 6 concesiones de transmisión de electricidad que totalizan 1.686 kilómetros de circuito. Además, con la compra, la compañía, que expande su presencia al norte del país, indicó que se posiciona de forma preferencial tanto para la futura interconexión entre Perú y Ecuador como para los futuros desarrollos de transmisión en el norte del país andino. Con la adquisición de estos activos, Red Eléctrica pasará a gestionar una red de 1.686 kilómetros de circuito en Perú que se suma a los 1.729 kilómetros que gestiona en Chile.

El transporte y la generación de energía, focos que recibieron el grueso de la financiación climática en los países mediterráneos

Europa Press.- Un estudio presentado por la Secretaría General de la Unión por el Mediterráneo (UpM) analiza la financiación pública climática internacional y concluye que la región sur y este del Mediterráneo recibieron en 2016 una cantidad anual de alrededor de 8.300 millones de dólares para abordar la financiación climática, lo que supone un 13% de la financiación mundial para este objetivo.

En concreto, señala que los principales beneficiarios fueron Turquía (38%), Egipto (22%), Marruecos (12%) y Jordania (12%) y que la mayoría de fondos obtenidos para mitigación fueron para transporte y generación de energía. En este contexto, la UpM reclama políticas «urgentes» para mitigar los riesgos ambientales y promover medidas de adaptación al tiempo que denuncia que la actual falta de información está retrasando el proceso, especialmente para los países del sur del Mediterráneo, donde existen menos esquemas de observación sistemática y de modelización del impacto.

El vicesecretario general de la UpM para Energía y Acción Climática, Jorge Borrego, indicó que la acción climática es una «necesidad» para la región euromediterránea pero también representa «una oportunidad única» para la creación de empleo, la promoción de soluciones innovadoras y la sostenibilidad. «Con un aumento estimado del 98% en la demanda energética en los países del sur del Mediterráneo previsto para 2040, las medidas para la lucha contra el cambio climático serán fundamentales para la integración y la estabilidad de la región», añadió.

Los gobiernos de los 28 Estados de la Unión Europea respaldan nuevas normas para evitar cortes en el suministro eléctrico

Europa Press.- Los gobiernos de la Unión Europea respaldaron una nueva normativa comunitaria que busca garantizar la continuidad del suministro eléctrico en el bloque comunitario a través de una metodología común de identificación de riesgos y la cooperación entre Estados miembros vecinos.

Ahora debe ser aprobado por el Parlamento Europeo, lo que abrirá la puerta a su adopción definitiva por parte de los ministros de Energía en la primavera de 2019. El Consejo de la Unión Europea, que representa a los Estados miembros, ha advertido de que el sistema eléctrico europeo está cada vez más interconectado, una realidad que puede provocar que las consecuencias de una crisis específica, por ejemplo por malas condiciones climáticas o por escasez de combustibles, se extienda con facilidad a otros socios comunitarios.

Así, el nuevo reglamento diseñará una metodología común para identificar posibles riesgos y la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) elaborará diferentes escenarios regionales de crisis e identificará los riesgos más relevantes para cada una de las regiones. Cada Estado tendrá la obligación de diseñar un plan de preparación ante riesgos que incluya tanto medidas nacionales como regionales sobre la base de estos escenarios de crisis eléctricas identificados por ENTSO-E.

La coordinación entre los socios comunitarios y la existencia de planes nacionales bajo unos mismos criterios «asegurará que la preparación de los Estados miembros está todo lo armonizada posible», ha defendido el Consejo de la Unión Europea, que también ha remarcado que la normativa incluye flexibilidad para tener en cuenta las circunstancias específicas de cada país. Se introducirá un mecanismo de asistencia entre Estados para permitir que la ayuda entre países vecinos llega «rápidamente» en una posible crisis de suministro.

El Gobierno autoriza a Red Eléctrica de España la construcción de nuevas instalaciones eléctricas en Castilla y León y Euskadi

Europa Press.- El Consejo de Ministros, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica, ha otorgado a Red Eléctrica de España (REE) autorización para la construcción de dos proyectos en Castilla y León y Euskadi que han sido declarados de utilidad pública y que están incluidos en la Planificación Energética. Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020.

El primero de los proyectos comprende el parque de 400 kV de la subestación a 400/220 kV, denominada Herreros, y la línea eléctrica aérea a 400 kV, doble circuito, de entrada y salida en la subestación de Herreros de la línea Entronque Segovia-Entronque Galapagar, en Otero de Herreros, en la provincia de Segovia.Estas instalaciones forman parte del eje de suministro a Madrid, el eje SUMA, que une la zona de Tordesillas con el centro de Madrid en 400 kV. Su objetivo es garantizar el suministro de la demanda de Madrid, incrementar la capacidad de instalación y evacuación de generación eólica de Castilla y León y facilitar la alimentación de los trenes de alta velocidad.

El segundo proyecto declarado de utilidad pública y que realizará Red Eléctrica es la construcción de la línea aérea de transporte de energía eléctrica a 400 kV, doble circuito, denominada Güeñes-Itxaso, en el País Vasco.El Ministerio para la Transición Ecológica indicó que esta actuación tiene un carácter estratégico ya que sus principales objetivos son la consecución del Eje Norte de 400 kV entre Galicia y el País Vasco, y también permite reforzar la posibilidad de intercambio de energía con Navarra a través del eje Cantábrico-Mediterráneo de 400kV, facilitando la complementariedad de recursos entre zonas.

Por otro lado, a medio-largo plazo, para aumentar los flujos de exportación y asociado a una futura interconexión por el oeste de la frontera, es necesario el refuerzo de la red de 400 kV del País Vasco.Este eje es fundamental para poder tener un adecuado aprovechamiento del nuevo enlace de interconexión por la Bahía de Vizcaya ya que, sin estas líneas de refuerzo de alimentación y evacuación del enlace, la capacidad de intercambio con Francia podría verse limitada por restricciones internas en el País Vasco ante situaciones de contingencia.

El gabinete de Transición Ecológica señaló que la finalidad de esta actuación es mejorar y reforzar la seguridad de la red mallada de transporte y permitir la incorporación de la energía producida por las instalaciones de generación a partir de fuentes de energía renovables, logrando con ello un incremento de los niveles de garantía de seguridad, fiabilidad y calidad del sistema eléctrico tanto a nivel regional como autonómico y nacional.

El grupo Eurofinsa compra las divisiones de Isolux de renovables y transmisión y distribución del sector energético

EFE.- El grupo de infraestructuras Eurofinsa ha adquirido las unidades productivas de energía de transmisión y distribución, así como de renovables, energía solar y eólica de Isolux, empresa que fue declarada en concurso de acreedores en julio de 2017. Según indicó Eurofinsa, la operación fue aprobada por el Juzgado de lo Mercantil número 1 de Madrid mediante un auto el pasado 30 de julio y ha sido elevada a pública el 12 de septiembre.

Eurofinsa, con esta operación, adquiere las referencias, homologaciones, experiencia y conocimientos de Isolux, y asumirá a los trabajadores de las unidades productivas que ha comprado, que se incorporarán a su estructura productiva, de estudios, financiera y comercial. El director de Operaciones de Eurofinsa, Raphaël Benatar, ha señalado que esta compra permitirá a su compañía competir en proyectos internacionales de líneas de transmisión eléctricas, subestaciones, energía solar y eólica. Eurofinsa incorpora también con la adquisición de esos activos de Isolux un nuevo proyecto de transmisión y distribución del sistema eléctrico en Tanzania, en el que prestará servicios de gestión de ingeniería de compras y construcción (EPCM, por sus siglas en inglés).

Red Eléctrica propone abrir un procedimiento extraordinario de planificación energética y espera que la retribución contemple el coste del capital

EFE.- Los operadores del sistema eléctrico y gasista, Red Eléctrica (REE) y Enagás, consideran bueno que la retribución a las actividades de transporte y distribución se base en el coste del capital, como propone la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Asimismo, el presidente de REE, Jordi Sevilla, considera que para cumplir con las exigencias que la transición energética va a requerir a la compañía será necesario abrir un procedimiento de planificación extraordinario, con procedimientos acelerados de autorización.

Sevilla, en su intervención ante el Consejo Asesor de la compañía, ha argumentado que ese procedimiento de planificación extraordinario tendría como finalidad reducir los largos periodos de tramitación y construcción de obras de la red de transporte imprescindibles para que la transición energética sea posible, según apunta REE. Sevilla asegura que REE se va a ver muy afectada por los cambios y será preciso reforzar su papel como gestor de la red de transporte (TSO).

Asimismo, ha señalado que la transición va a conllevar cambios en la estructura y manera de actuar de REE, y cree que la coexistencia de un sistema de generación concentrado y uno distribuido complicará la gestión del operador del sistema, que sólo será posible si la planificación de redes de transporte se hace ágilmente y se ejecuta de forma eficiente.

La transición energética va a cambiar los parámetros de actuación de REE, según Sevilla, que ha advertido que la no gestionabilidad de las tecnologías renovables exigirá una potencia instalada y conectada muy superior a la que requería el modelo anterior. También ha indicado que habrá que cerrar cuanto antes una retribución adecuada para las actividades de transporte que permita afrontar un periodo de fuertes inversiones. Además, considera que habrá que realizar una auditoría de cuentas independientes para asegurar la separación del transporte con el resto de actividades de la empresa.

Sevilla ha subrayado también que en el nuevo contexto de la transición energética es más importante que nunca garantizar la independencia económica, operativa y organizativa del operador del sistema. En su opinión, se deben adoptar medidas que mejoren la independencia del operador, entre ellas una metodología de cálculo de la retribución que garantice la suficiencia de ingresos de la actividad y la elaboración de una auditoría anual de cuentas propia.

También ha señalado que será necesario reforzar la separación entre el gestor de la red de transporte y el resto de actividades, con las nuevas inversiones que se puedan realizar para reforzar el papel destacado que ya tiene REE como gestor de comunicaciones. Asimismo, ve preciso que la competencia para ostentar la propiedad y la gestión de los sistemas de almacenamiento hidráulico en los sistemas no peninsulares se extienda al almacenamiento no hidráulico siempre que su finalidad sea garantizar el suministro, la seguridad del sistema y la integración de renovables.

Retribución con coste de capital

En este sentido, el presidente de Enagás, Antonio Llarden, indicó que, aunque la propuesta de metodología de la retribución financiera o rentabilidad razonable en el segundo período regulatorio sólo va dirigida para el sector eléctrico, cuyo primer período acaba antes, la idea en sí no le parece mal, así como que se aplique también al sistema gasista. Llardén explicó que actualmente el sistema regulatorio español, que fija la retribución a partir del bono del Estado a 10 años más un diferencial, es diferente al de otros países y a los inversores les interesa la homogeneización.

Por su parte, el consejero delegado de Red Eléctrica, Juan Lasala, ha comentado que es bienvenida cualquier regulación basada en el coste del capital, como la metodología WACC (coste medio ponderado de capital) para calcular la rentabilidad razonable que perciben. Además, ha resaltado que, con sólo hablar de costes de capital para el cálculo de la retribución, la reacción de los mercados ha sido buena.

Aragón generó en 2017 el 6,3% de la electricidad de España y produjo un 56,4% más de lo que demandó

EFE.- Aragón generó en 2017 un total de 16.600 gigavatios hora (GWh) de energía eléctrica, que supone un 56,4% más de lo que demandó, a pesar de que esa demanda creció un 1,7% con respecto a 2016, según dos informes recientemente publicados por Red Eléctrica de España (REE). De esos 16.600 GWh, el 43,7% procedía de fuentes renovables. El carbón supuso el 28% del total de la generación, seguido de la energía eólica (27%), la cogeneración (18%) y la hidráulica (15%).

La comunidad aragonesa, excedentaria en la generación, produjo el 6,3% del total nacional de energía eléctrica, que ascendió en 2017 a 262.645 GWh, de los que el 32% fueron de origen renovable. Según el informe El sistema eléctrico español 2017, la demanda eléctrica fue de 10.612 GWh, el 4% de la demanda total en España. La potencia instalada asciende a 7.143 megavatios (MW), el 6,9% de la de toda España, y entre la que destaca la eólica con 1.926 MW.

Durante los últimos cinco años, Red Eléctrica ha invertido 119,6 millones de euros en la comunidad y tiene previsto destinar otros 52 hasta 2020 con la finalidad de impulsar diferentes infraestructuras de interés, como desarrollo de nuevas líneas, repotenciación de algunas existentes y actuaciones en subestaciones y nuevos transformadores. Todo ello, según el informe, permitió «aumentar notablemente» la capacidad de evacuación y hacer posible el gran desarrollo eólico y de otras fuentes renovables en Aragón.

La red, por tanto, se ha incrementado en 242 nuevos kilómetros en 5 años en Aragón, que actualmente cuenta con 3.379 kilómetros de circuito, que suponen el 7,7% de los 49.930 kilómetros que hay en España. En 2017, en concreto, Red Eléctrica ha finalizado los trabajos de la línea de doble circuito entre Entrerríos y Montetorrero hasta la subestación Plaza, con una inversión de 11,8 millones; la repotenciación de la línea entre las subestaciones de Castelnou y Peñaflor para incrementar la capacidad de transporte en un 30%; la ampliación de la subestación AVE en Zaragoza.

Los principales proyectos de la compañía en Aragón para 2018 se centran en el eje Mezquita-Valdeconejos- Escucha (11 millones de inversión) y en la nueva reactaria de Escatrón (2,4 millones). El informe Las energías renovables en el sistema eléctrico español 2017 abunda especialmente en este tipo de energías, en las que Aragón destaca al tener el 7,2% de toda la potencia renovable instalada del país y suponer el 8,6% de toda la generación renovable estatal.

En 2017, Aragón atendió el 68,4% de su demanda eléctrica con generación de origen renovable. Destaca, especialmente, la eólica, ya que Aragón es la quinta comunidad por potencia eólica instalada y en 2017 generó 4.478 GWh, el 9,3% del total nacional. La generación de las centrales hidráulicas aragonesas fue en 2017, con 2.412 GWh, el 13,1% del total nacional. Por otro lado, las centrales solares generaron en Aragón 311 GWhh, el 3,7% del total nacional.