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Chubu Electric Power y Toyota Motor Corporation han anunciado que han firmado un acuerdo para llevar a cabo un proyecto que conlleva la construcción de un Sistema de Baterías de Almacenamiento (Storage Battery System) que reutilizará las baterías de los vehículos eléctricos así como el reciclaje de las baterías usadas.

Chubu Electric Power reconoce la importancia de una buena gestión de las fluctuaciones entre la oferta y la demanda de energía provocadas por la reciente introducción a gran escala de las energías renovables y está promoviendo iniciativas para seguir mejorando el funcionamiento de sus sistemas de generación eléctrica.

Por su parte, Toyota promueve activamente el uso de vehículos eléctricos en el marco de su estrategia de sus vehículos eléctricos para la década 2020-2030, anunciada en diciembre de 2017 y fomenta asimismo el uso eficaz de baterías y el desarrollo de la infraestructura social que haga posible la aceptación generalizada de este tipo de vehículos.

  1. Reutilización de baterías

En virtud del acuerdo entre Toyota y Chubu Electric Power, ambas compañías esperan reutilizar las baterías recogidas de los vehículos electrificados fabricados por Toyota como sistemas de baterías de almacenamiento para cubrir los distintos retos que plantea el sistema de suministro eléctrico.

Al combinarse en grandes cantidades, las baterías usadas, incluso con una capacidad reducida, pueden ser reutilizadas para introducir ajustes en la oferta y demanda energética, gestionar las fluctuaciones de frecuencia y gestionar las fluctuaciones de voltaje en los sistemas de distribución, todos ellos factores paralelos a la introducción generalizada de las energías renovables.

Estas iniciativas no solo pueden servir como solución para afrontar los retos que se plantean en el sistema de suministro eléctrico sino que Chubu Electric Power y Toyota esperan que tengan también efectos positivos sobre el funcionamiento de las centrales eléctricas térmicas.

Ejemplos de uso del Sistema de Baterías de Almacenamiento para resolver problemas del sistema de suministro eléctrico.

2. Ajuste de la oferta y demanda energética

Utilization for energy supply-demand adjustmentUso para contrarrestar las fluctuaciones de frecuencia
Utilization to counter frequency fluctuations
  1. Uso para contrarrestar las fluctuaciones de voltaje en los sistemas de distribución
Utilization to counter voltage fluctuations in distribution systems

Este año, Chubu Electric Power y Toyota empezarán a trabajar en la verificación del Sistema de Almacenamiento de Baterías. En función de los resultados de la prueba de verificación, las dos empresas esperan implantar una capacidad de generación eléctrica aproximada de 10.000 kW, equivalente a 10.000 baterías, de cara a 2020.

La fase inicial comprenderá el uso de baterías de niquel metalhidruro (NiHM), que se emplean actualmente en grandes cantidades, sobre todo en vehículos eléctricos híbridos —Hybrid Electric Vehicles (HEV)—. Hacia 2030, la previsión es incorporar también baterías de ión de litio de vehículos eléctricos — Electric Vehicles (EV)— y vehículos eléctricos híbridos enchufables —Plug-in Hybrid Electric Vehicles (PHEV)—.

Reciclaje de baterías

Toyota y Chubu Electric Power se plantearán el establecimiento de un mecanismo para reciclar baterías reutilizadas, recogiendo materiales tales como metales raros y reutilizándolos.

Ambas empresas seguirán contribuyendo al desarrollo de Japón, de cara a la consecución de una sociedad baja en carbono donde se reciclen los recursos, a través de iniciativas como la comercialización de baterías reutilizadas y recicladas.

Flow of reusing/recycling (illustration)

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La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha aprobado el Informe sobre el Proyecto de Real Decreto del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (MINETAD) de cierre de centrales eléctricas de producción de energía. A través de este proyecto normativo, el MINETAD introduce nuevos criterios y un procedimiento de subasta, para evitar el cierre definitivo de centrales de generación eléctrica (ciclos combinados, centrales de carbón, nucleares, etc).

En la actualidad, el artículo 53 de la Ley del Sector Eléctrico establece que las empresas eléctricas tienen que pedir autorización al Ministerio si quieren cerrar una central. Ese cierre está condicionado a que no ponga en peligro la seguridad del suministro eléctrico en España.

Sin embargo, el RD que plantea ahora el MINETAD añade criterios adicionales al de seguridad del suministro, como son que no afecte negativamente a los precios, a la competencia, al suministro de materias primas o a los objetivos de planificación.

Además, el MINETAD plantea que en el caso de que se deniegue la autorización al propietario de la central, éste podrá transferir la central a terceros o adherirse a un procedimiento de subasta reglado. Esta solución en última instancia podría llevar a que, si no hay interesados en la subasta, se adjudique a un tercero a cambio de una compensación.

En su informe, la CNMC considera que los nuevos criterios que plantea el MINETAD en su Proyecto de Real Decreto no están suficientemente desarrollados ni previstos en la normativa vigente. Además, le confieren un excesivo margen de discrecionalidad y estima que crean inseguridad jurídica para las nuevas inversiones, pudiendo resultar contraproducentes para la competencia en el sector eléctrico.

Contrarios a la normativa europea

Además, la Comisión recuerda que no están incluidos en la Ley 24/2013 del sector eléctrico y podrían ir en contra de la normativa europea recogida en la Propuesta de la Comisión Europea de Reglamento relativo al mercado interior planteado en el Paquete de Invierno (Winter Package).

En cuanto al mecanismo de subasta que propone el Real Decreto, la CNMC considera que es muy complejo. Además, la CNMC observa que la compensación a un tercero por mantener una central si la subasta queda desierta sería una ayuda de Estado conforme a la normativa de la Unión Europea, lo cual aconseja que se notifique previamente la propuesta a la Comisión Europea.

Sobrecapacidad del sistema eléctrico

La CNMC recuerda que el sistema eléctrico español no presenta problemas de seguridad de suministro en el medio y largo plazo sino todo lo contario. En el peor escenario (punta de demanda de 46.000 MW y baja generación), se podría prescindir sin riesgo de una parte significativa del parque de carbón existente.

En este sentido, la Comisión considera que el exceso de capacidad debería analizarse sin precipitación y teniendo en cuenta que los consumidores españoles, desde la liberación del sector eléctrico, han sufragado importantes pagos por la disponibilidad de centrales y otros conceptos.

La CNMC concluye que para evaluar el impacto del cierre de centrales en el sistema eléctrico es necesario revisar el marco normativo de forma global: metodología de seguridad de suministro, hibernación de centrales, mecanismo de pagos por capacidad, y el procedimiento de autorización de nuevas instalaciones.

El coste de generación eléctrica con energía eólica terrestre ha disminuido alrededor de un cuarto desde 2010, mientras que la reducción del coste de generación a partir de solar fotovoltaica ha caído en un 73% desde entonces, según un nuevo análisis de costes de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés).

El informe también destaca que los costes de la energía solar fotovoltaica se reducirán a la mitad en 2020. Dentro de los próximos dos años, los mejores proyectos de energía eólica terrestre y de solar fotovoltaica podrían producir electricidad a 3 c$/kWh o menos dentro de los próximos dos años.

Los costes globales ponderados de generación con energía eólica terrestre y solar fotovoltaica en el 2017 se estiman en 6 c$/kWh y 10 c$/kWh respectivamente, y los recientes resultados de subastas sugieren que los proyectos futuros reducirán significativamente estos promedios.

El informe destaca que la eólica terrestre ahora se contratan habitualmente a 4 c$/kWh. El rango de costes actual para la generación de energía con combustibles fósiles oscila entre 5-17 c$/kWh.

Esta nueva dinámica señala un cambio significativo en el paradigma energético“, declara Adnan Z. Amin, Director General de IRENA. “Estas reducciones de costos en todas las tecnologías no tienen precedentes y son representativas del grado en que la energía renovable está revolucionando el sistema energético mundial.

Lanzado en el primer día de la Octava Asamblea de IRENA en Abu Dabi, Emiratos Árabes Unidos, el informe “Costes de generación eléctrica renovable en 2017” destaca que otras formas de generación de energía renovable, como la bioenergía, la geotérmica e hidroeléctrica han competido en los últimos 12 meses cara a cara en costes con la generación a partir de combustibles fósiles. Los hallazgos señalan que para 2019, los mejores proyectos eólicos terrestres y solares fotovoltaicos generarán electricidad por 3 c$/kWh, significativamente por debajo del coste actual de la energía proveniente de los combustibles fósiles.

Además de los continuos avances tecnológicos, los procesos de adquisición competitivos, así como la aparición de una gran base de experimentados desarrolladores de proyectos medianos y grandes que compiten por oportunidades en el mercado global, son citados como nuevos factores detrás de las recientes reducciones de costos.

La adopción de energías renovables para la nueva generación de energía no es simplemente una decisión más consciente hacia el medio ambiente sino es ahora, abrumadoramente, una decisión económica inteligente“, continua el Sr. Amin. “Los gobiernos de todo el mundo están reconociendo este potencial y están avanzando con determinación hacia agendas económicas bajas en carbono respaldadas por sistemas de energía basados en las renovables. Esperamos que la transición gane más impulso, apoyando la creación de empleo, el crecimiento económico, el mejoramiento de la salud, la resiliencia nacional y la mitigación del cambio climático en todo el mundo en el 2018 y más allá.”

El informe también destaca que los resultados de las subastas señalan que los proyectos de energía eólica marina y de energía termosolar de concentración puestos en marcha en el período entre 2020-22 tendrán un coste en el rango de 6-10 c$/kWh, lo que respalda la implementación acelerada a nivel mundial. IRENA estima que en el 2020 todas las tecnologías de energía renovable competirán con los precios de la generación a partir de combustibles fósiles.

El reporte destaca que:

• El promedio global ponderado del coste nivelado de generación eléctrica (LCOE) de la solar fotovoltaica a gran escala, se ha reducido en un 73% entre 2010 y 2017 alcanzando 10 c$/kWh.
• El coste promedio de la electricidad proveniente de la energía eólica terrestre disminuyó un 23% entre 2010 y 2017. Los proyectos actuales habitualmente se contratan a 4 c$/kWh y el promedio ponderado mundial es de 6 c$/kWh.
• Para 2019, los mejores proyectos eólicos terrestres y los basados en energía solar fotovoltaica estarán generando electricidad por un valor equivalente a 3 c$/kWh, o menos. El coste global promedio de los nuevos proyectos basados en energía geotérmica completados en 2017 se estima alrededor de 7 c$/kWh.
• Los precios bajos récord para la energía solar fotovoltaica en Abu Dabi, Chile, Dubai, México, Perú y Arabia Saudita han establecido el nuevo punto de referencia en 3 c$/kWh (y menos).
• Los datos de proyectos y subastas sugieren que, para el 2020, todas las tecnologías de generación de energía renovable actualmente comercializadas estarán generando en un rango de 3-10 c$/kWh, compitiendo o estando incluso por debajo de los costes de generación con combustibles fósiles.

El informe fue lanzado durante la Octava Asamblea de IRENA, que recibe a más de 1.100 representantes de gobiernos de 150 países. Como la principal plataforma del mundo para la cooperación internacional en energías renovables, la Asamblea proporciona orientación estratégica para el trabajo de la Agencia durante los próximos cuatro años y la posiciona para desempeñar un papel clave en la conducción de la transformación energética global.

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El grupo Wärtsilä entregará una planta de generación de energía de 22.7 MW bajo un contrato completo de Ingeniería, Procura y Construcción (EPC) a Cooperative Energy, una cooperativa eléctrica con sede en Hattiesburg, Mississippi. El proyecto consistirá en dos motores Wärtsilä 31SG de gas. La planta ubicada en Benndale, Proporcionará un valioso soporte de red para la integración renovable de los sistemas de Cooperative Energy, así como confianza ante posibles cortes de transmisión causados por huracanes u otras condiciones climáticas severas. El pedido Wärtsilä fue reservado en diciembre de 2017.

La solución elegida de Smart Power Generation es ventajosa ya que Cooperative Energy está en proceso de aumentar sus instalaciones de generación renovable en su red, especialmente generación solar. La nueva solución del motor Wärtsilä 31SG proporcionará la flexibilidad requerida para la integración renovable. La planta reemplazará una planta que genera energía con una turbina de gas.

“Como una cooperativa eléctrica sin fines de lucro, nuestra misión es proporcionar a nuestros miembros electricidad que sea confiable y económica”
, dijo Jim Compton, presidente / CEO de Cooperative Energy. “La planta de Smart Power Generation de Wärtsilä, es un gran complemento para nuestras fuentes de generación actuales, lo que nos permite lograr esta misión y, como resultado, estamos orgullosos de asociarnos con Wärtsilä en este proyecto”.

“Nuestra trayectoria para ser un líder tecnológico en la generación de energía en 177 países de todo el mundo, y en todo tipo de climas y condiciones de operación, representa una clara indicación de la propuesta de valor que Wärtsilä puede ofrecer al mercado. Cooperative Energy es un precursor en la entrega de un suministro de electricidad moderno y flexible a sus miembros y Wärtsilä se enorgullece de ser un socio en esto “, dijo Mikael Backman, Director Regional, Estados Unidos y Canadá, Wärtsilä Energy Solutions.

El equipo se entregará en 2018, y se espera que las operaciones comerciales comiencen en 2019.

Greensmith Energy, parte del grupo tecnológico Wärtsilä, entregará un sistema de gestión de energía integrado, basado en el software Greensmith Energy Management System (GEMS) para la micro red de generación eléctrica de Graciolica Lda en las Azores. Cuando se encuentre finalizada, la central eléctrica híbrida renovable de la Graciosa permitirá suministrar 1 MW de energía solar y 4,5 MW de energía eólica a la red eléctrica local, reduciendo la dependencia de la isla de la importación de combustibles fósiles y reduciendo significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero. El pedido emitido por la empresa portuguesa Graciolica Lda y respaldado por su compañía matriz Recharge A/S de Dinamarca, fue recibido en diciembre de 2017.

La central eléctrica híbrida renovable la Graciosa estará situada en la isla de la Graciosa al norte de las Azores, región autónoma portuguesa, y combinará generación solar y eólica con almacenamiento de energía mediante baterías de iones de litio suministradas por Leclanché SA.

GEMS engloba aplicaciones inteligentes de energía que se centran en monitorizar y gestionar plantas de almacenamiento y centrales híbridas compuestas por almacenamiento de energía y generación térmica, eólica y/o solar. GEMS, aprobado por EDA, cliente final de Graciolica, equilibrará el sistema eléctrico de la Graciosa para gestionar las inevitables fluctuaciones en la entrega de potencia inherentes a las fuentes de energía renovables como la solar y la eólica.

Nuestra inversión ayudará a crear un nuevo activo energético renovable que proporcionará beneficios tanto económicos como medioambientales. Este proyecto representa la dirección del futuro del sector energético global con un sistema energético integrado que combina renovables y almacenamiento de energía. Apreciamos la profesionalidad de Greensmith al proporcionar el software necesario para expandir la funcionalidad de la microred y dar fiabilidad y rendimiento general al sistema,” dice Scott Macaw, Director, Graciolica Lda y Recharge A/S.

“Estamos encantados de trabajar conjuntamente con Graciolica y Recharge en este importante proyecto en las Azores para posibilitar una transición exitosa hacia fuentes renovables en una red aislada,” dice John Jung, President and CEO of Greensmith Energy. “Además de la avanzada tecnología de almacenamiento de energía por la que somos conocidos, ayudamos a un número creciente de empresas energéticas y desarrolladores a integrar y maximizar diversos recursos de red mediante nuestra plataforma de software líder en la industria GEMS.”

Greensmith proporcionará también servicios de mantenimiento de software bajo un acuerdo de cinco años. Se espera que la central esté plenamente operativa a mediados de 2018.

 

La comercializadora de luz Podo, ha hecho un llamamiento a través de Osoigo.com, para que diez políticos del Congreso de los Diputados les apoyen en el objetivo de “eliminar el impuesto del 7% a la generación eléctrica para todas las nuevas plantas de generación eléctricas renovables” El CEO de PODO, Joaquín Coronado, define la empresa como “la primera compañía que te paga por ahorrar electricidad”. La empresa propone a los políticos del Congreso de los Diputados que “las nuevas plantas de producción renovable eólica y fotovoltaica- que se instalen a partir del 1 de enero de 2018 no deberían pagar este impuesto a la generación del 7%. De esta forma se favorece el desarrollo de la producción de electricidad renovable sin necesidad de subvenciones, y se eliminaría una discriminación del mercado español respecto al portugués (donde las renovables no pagan este impuesto) a pesar de que existe un mercado único ibérico de la electricidad”.

Ahora tienen diez días para conseguir mil apoyos. Si lo consiguen los diputados Carles Campuzano (PDeCAT), Joseba Agirretxea (PNV), Oskar Matute (EH Bildu), Eduardo Maura (PODEMOS), Marta Martín (Ciudadanos), Ester Capella (ERC), Emilio del Río Sanz (PP), Jorge Luís Bail (EQUO) y Gonzalo Palacín (PSOE) tendrán que responder de manera pública a su petición.

PODO termina la acción añadiendo que “este impuesto está recurrido ante el Tribunal Supremo, y este tribunal cuando envió el asunto al Constitucional indicaba que existían serias dudas sobre la finalidad medioambiental del mismo”.

La Asociación de Empresas de Energías Renovables-APPA denuncia la gravísima situación que están sufriendo en la actualidad las centrales minihidráulicas. Estas centrales, muchas de ellas centenarias, han sufrido severos recortes en los últimos años debido a un impuesto del 2,2% específico para hidráulica, adicional al 7% de generación eléctrica. La actual sequía ha paralizado su funcionamiento y la regulación establece penalizaciones por baja producción, algo que constituye una doble injusticia: por un lado no hay recurso para producir y por otro se producen injustas penalizaciones adicionales a este descenso en la producción

La tecnología minihidráulica es una de las energías renovables más antiguas utilizadas para la generación eléctrica, existiendo instalaciones centenarias que llevan un siglo aportando electricidad al sistema nacional de forma ininterrumpida. En 2016, esta tecnología aportó el 2,2% de la electricidad consumida en España.

Falta de recurso y una regulación adversa
Las centrales minihidraúlicas están sufriendo como pocos sectores la sequía que asola a nuestro país. En la reforma de 2013, se establecieron graves recortes a estas centrales: más del 70% se quedaron sin retribución específica (antiguas primas) y se establecieron impuestos específicos. Adicionalmente, se da el efecto perverso de que se marcó, para ese 30% de centrales que podrían percibir retribución específica, un número de horas mínimo de funcionamiento como condición necesaria.

El cambio climático, que ya está mostrando sus efectos con este excepcionalmente cálido otoño y la concatenación a lo largo de los años de fuertes sequías con aguaceros, está dificultando el funcionamiento de las centrales minihidráulicas debido a que la regulación no prevé excepciones por causas de fuerza mayor.

Consideración de situación excepcional
Desde APPA Renovables se pide al Ministerio que considere la fuerte sequía que nuestro país está sufriendo como una situación excepcional y no aplique la penalización de retirar la retribución específica de las centrales minihidráulicas. Existe una gran diferencia entre el objeto de la norma (obligar a los propietarios a que tengan sus centrales disponibles) y su literalidad (cumplir un número mínimo de horas anuales).

Las centrales han estado disponibles para su funcionamiento, pero la falta de recurso hídrico, debido a la sequía, ha provocado que no se alcanzase este número mínimo de horas. Ni siquiera si la situación meteorológica cambiase y comenzasen las lluvias se podría alcanzar el volumen mínimo anual.

Al igual que la sequía provoca reacciones del Gobierno para ayudar a determinados sectores (ganadería, agricultura…), los productores minihidráulicos solicitan al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital que no aplique la norma en su literalidad y contemple la sequía como el culpable real de que no se haya podido alcanzar la producción mínima.

Luis Crespo, Presidente de ESTELA y Protermosolar, ha intervenido en la sesión inaugural de la 23ª edición del Congreso Internacional SolarPACES, que se celebra hasta el 29 de septiembre en Santiago de Chile. En su discurso, Crespo ha manifestado que “las centrales termosolares sustituirán a los ciclos combinados como tecnología de respaldo para garantizar el suministro eléctrico a cualquier hora del día. Además, la combinación de renovables fluyentes, como la eólica y la fotovoltaica, con renovables gestionables, como la termosolar, permite alcanzar un mix de generación eléctrica cien por cien renovable a un coste de generación muy competitivo”.

Luis Crespo ha puesto de ejemplo la última adjudicación de 700 MW termosolares en Dubái, licitación que ha marcado un nuevo récord de disminución de los precios de producción para esta tecnología, alcanzando los 6 c€/kWh, “lo que posiciona, indiscutiblemente, a la termosolar como la tecnología renovable más barata (tras la gran hidráulica existente) para satisfacer la demanda de electricidad a cualquier hora del día o de la noche, contribuyendo además a la estabilidad de las redes”, ha afirmado el presidente de Protermosolar.

 

Ante una audiencia de más de 500 participantes, Luis Crespo ha asegurado que “las centrales termosolares van a experimentar un enorme impulso comercial por la reducción de costes de producción que se están experimentado en la actualidad y que continuarán en la misma línea a medida que crezca el volumen de mercado”. Gracias a esta reducción de costes, “ya no hay excusas de precio para posponer un mix de generación 100% renovable, con una adecuada combinación de todas las tecnologías en el que el porcentaje de centrales con almacenamiento sea muy relevante”, ha proseguido Crespo.

En su alocución, el presidente de ESTELA ha resaltado que “las centrales termosolares se presentan como una opción no solo técnicamente imprescindible sino también como una opción muy conveniente para la economía de los países, ya que su elevado contenido local proporciona retornos inmediatos en términos de empleo y generación de riqueza, así como, en muchos casos, convergencia económica para las regiones más soleadas que no suelen ser la más industrializadas”.

La Conferencia SolarPACES es el mayor evento mundial sobre tecnología termosolar y reúne a los principales expertos internacionales en energía solar de concentración o solar térmica. Cuenta con un programa de conferencias científicas que dan cabida a los más recientes avances en I+D, desarrollos tecnológicos y comercialización de la tecnología. Esta 23ª edición se celebra del 26 al 29 de septiembre en Santiago de Chile.

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El gas natural está permitiendo a los ciudadanos españoles mantener su consumo de electricidad sin restricción alguna este verano. Prueba de ello es el incremento de la demanda de gas para generación eléctrica (ciclos combinados) con respecto al primer semestre del año pasado, aumentando en un 19,8%, según datos de Enagás, y avalando de esta manera la necesidad de contar con el gas natural en el debate sobre el futuro energético en España; así lo ha hecho público recientemente la Asociación Española del Gas, SEDIGAS.

Así, el sector gasista y sus ciclos combinados fueron la principal fuente de generación eléctrica durante cinco días consecutivos durante la segunda semana del mes de julio. Siempre superando el 19%, el gas se convirtió en la fuente energética con mayor peso dentro del mix eléctrico.
A dicho récord cabe sumarle otros dos de finales de junio, y es que el 21 y el 22 de junio la representatividad de los ciclos combinados en el total del mix de generación eléctrica alcanzó las cuotas más elevadas de 2017, con un 27,6% y un 27,4% respectivamente que convirtieron al gas natural, ambos días, en la fuente energética mayoritaria para la generación eléctrica.

Todos estos récords ponen de manifiesto el papel fundamental que el gas natural desempeña para garantizar el suministro eléctrico, especialmente en escenarios de olas de calor y de frío. En este periodo en concreto (primer semestre 2017), el incremento de la demanda para generación eléctrica (ciclos combinados) ha estado motivado principalmente por una menor eolicidad (-12%) y hidraulicidad (-51.7%) en la generación de electricidad.

El consumo de gas natural crece un 6,5% en el primer semestre de 2017

El consumo de gas natural en el mercado nacional alcanzó la cifra de 169,076 TWh en la primera mitad de 2017, el dato, representa un incremento de la demanda del 6,5 % en relación con el mismo período de 2016 y supone un total de 14,5 bcm de gas natural.

Durante el primer semestre de 2017, la demanda convencional (doméstico-comercial e industria, incluida en esta última la demanda para usos no energéticos) se ha incrementado en un +4,3 % con respecto al mismo periodo de 2016.

Dentro del mercado convencional, se estima que la demanda del mercado doméstico comercial ha descendido un 4,1%, según Sedigas, debido a unas temperaturas más cálidas en el primer semestre del año. Desde el mes de marzo la temperatura media por meses ha sido superior a + 2,2ºC a las dadas el año pasado durante el mismo periodo que ha provocado un menor uso de la calefacción durante estos meses.

La industria es el destino del 64% de la demanda total de gas natural en España

En este primer semestre del año 2017 las ventas estimadas en el mercado industrial aumentaron el +7,9%, según Sedigas, sin tener en cuenta la materia prima y según nuestras estimaciones. El mercado industrial es el destino más destacado del gas natural consumido, con una cuota aproximada del 64% del total de la demanda del gas natural en el mercado nacional, según datos de Sedigas. En este mercado señalar la continuidad en el mayor uso de la cogeneración para la producción de electricidad. Según los datos de REE el vertido de electricidad de las empresas cogeneradoras a la red se ha incrementado un 11,5% con respecto al mismo periodo de 2016.

El Consejo de Ministros aprobó el pasado viernes 16 un Real Decreto que establece una nueva convocatoria para la asignación, a través de una subasta, del régimen retributivo específico para instalaciones de generación eléctrica renovable, por una potencia de 3.000 MW. La nueva subasta es, al igual que la anterior, tecnológicamente neutra y podrán participar instalaciones de tecnología eólica y fotovoltaica en concurrencia competitiva, de tal manera que resulten adjudicadas aquellas más eficientes en costes.

Se ha verificado que existe un importante volumen de potencia de estas tecnologías que, no habiendo llegado a ser adjudicataria, es susceptible de competir en la subasta. Por esto, se ha considerado oportuno centrar la convocatoria en las tecnologías eólica y fotovoltaica con un mayor potencial de crecimiento.

 

En la pasada subasta celebrada en el mes de mayo, las solicitudes presentadas superaron en más de tres veces la potencia adjudicada y los adjudicatarios ofrecieron el máximo descuento permitido. Esto supone que los proyectos adjudicados se llevarán a cabo sin necesidad de primas adicionales a los ingresos que obtienen por el mercado en el escenario de precios de referencia.

La nueva convocatoria permitirá a España avanzar significativamente en los objetivos de introducción de renovables establecidos por la UE para 2020. De esto modo, nuestro país alcanzará un 19,5% de energía renovable sobre el consumo de energía final y se situará a solo cinco décimas del objetivo comunitario del 20%.

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