Tags Posts tagged with "demanda"

demanda

El sector energético mundial está sufriendo grandes transformaciones, desde la creciente electrificación hasta la expansión de las energías renovables, las turbulencias en la producción de petróleo y la globalización de los mercados del gas natural. Para todas las regiones y combustibles, las decisiones políticas de los gobiernos determinarán la forma del sistema energético del futuro.

En un momento en que los factores geopolíticos ejercen nuevas y complejas influencias en los mercados energéticos, subrayando la importancia crítica de la seguridad energética, el World Energy Outlook 2018 (WEO 2018), la publicación insignia de la Agencia Internacional de Energía, detalla las tendencias energéticas mundiales y el posible impacto que tendrán en el suministro y demanda, las emisiones de carbono, la contaminación del aire y el acceso a la energía.

El análisis WEO, basado en escenarios, describe diferentes posibles futuros para el sistema energético para todos los combustibles y tecnologías. Ofrece un contraste con diferentes vías, basadas en las políticas actuales y planificadas, y aquellas que pueden cumplir los objetivos climáticos a largo plazo en virtud del Acuerdo de París, reducir la contaminación del aire y garantizar el acceso universal a la energía.

Mientras que la geografía del consumo energético continúa su desplazamiento histórico hacia Asia, el WEO 2018 encuentra señales mixtas en el ritmo y la dirección del cambio. Los mercados petroleros, por ejemplo, están entrando en un período de renovada incertidumbre y volatilidad, incluida una posible brecha de suministro a principios de 2020. La demanda de gas natural está en aumento, borrando las conversaciones sobre sobreabundancia, mientras China emerge como un consumidor gigante. La energía solar fotovoltaica avanza, pero otras tecnologías de bajas emisiones de carbono y especialmente las políticas de eficiencia aún requieren un gran impulso.

En todos los casos, los gobiernos tendrán una influencia crítica en la dirección del futuro sistema energético. Según las políticas actuales y planificadas, modeladas en el Escenario de Nuevas Políticas, la demanda de energía crecerá en más de un 25% hasta 2040, lo que requerirá una inversión anual de más de 2.000 b$ en nuevos suministros de energía.

El análisis de la AIE muestra que más del 70% de las inversiones mundiales en energía estarán impulsadas por los gobiernos y, como tal, el mensaje es claro: el destino energético del mundo reside en las decisiones gubernamentales. La elaboración de políticas e incentivos adecuadas serán fundamentales para cumplir los objetivos comunes de garantizar el suministro de energía, reducir las emisiones de carbono, mejorar la calidad del aire en los centros urbanos y ampliar el acceso básico a la energía en África y en otros lugares.

El análisis muestra que el consumo de petróleo crece en las próximas décadas, debido al aumento de la demanda de productos petroquímicos, de camiones y de la aviación. Pero cumplir con este crecimiento a corto plazo implica que deben duplicarse las aprobaciones de proyectos de petróleo convencional desde sus bajos niveles actuales. Sin tal aumento en la inversión, la producción de esquisto en EE.UU., que ya se ha expandido a un ritmo récord, tendría que agregar más de 10 millones de barriles por día desde hoy hasta 2025, el equivalente a agregar otra Rusia al suministro global en siete años – lo que sería una hazaña históricamente sin precedentes.

En los mercados energéticos, las energías renovables se han convertido en la tecnología de elección, y representan casi dos tercios de las adiciones de capacidad global hasta 2040, gracias a la caída de costes y las políticas gubernamentales de apoyo. Esto está transformando el mix energético mundial, con el porcentaje de renovables en la generación elevándose a más del 40% para 2040, desde el 25% actual, a pesar de que el carbón sigue siendo la fuente más grande y el gas sigue siendo la segundo más grande.

Esta expansión trae importantes beneficios ambientales, pero también un nuevo conjunto de desafíos que los responsables políticos deben abordar rápidamente. Con una mayor variabilidad en los suministros, los sistemas energéticos deberán hacer de la flexibilidad la piedra angular de los futuros mercados de electricidad para mantener las luces encendidas. El problema es cada vez más urgente, ya que los países de todo el mundo están incrementando rápidamente su participación en la energía solar fotovoltaica y eólica, y requerirán reformas de mercado, inversiones en red, así como mejoras en las tecnologías de respuesta a la demanda, como contadores inteligentes y tecnologías de almacenamiento en baterías.

Los mercados eléctricos también están experimentando una transformación única con una mayor demanda generada por la economía digital, los vehículos eléctricos y otros cambios tecnológicos. Como parte de su inmersión en el sector de la electricidad este año, el WEO 2018 también examina el impacto de una mayor electrificación en el transporte, los edificios y la industria. El análisis encuentra que una mayor electrificación llevaría a un máximo en la demanda de petróleo para 2030 y reduciría la dañina contaminación atmosférica. Pero tendría un impacto insignificante en las emisiones de carbono sin mayores esfuerzos para aumentar la proporción de fuentes renovables y bajas en carbono.

El Escenario de Desarrollo Sostenible de la AIE ofrece un camino para cumplir con diversos objetivos climáticos, de calidad del aire y de acceso universal de manera integrada. En este escenario, las emisiones globales de CO2 relacionadas con la energía alcanzan su punto máximo alrededor de 2020 y luego entran en un descenso abrupto y sostenido, totalmente en línea con la trayectoria requerida para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París sobre el cambio climático.

Pero la mayoría de las emisiones relacionadas con la infraestructura energética ya están esencialmente bloqueadas. En particular, las centrales eléctricas de carbón, que representan un tercio de las emisiones de CO2 relacionadas con la energía en la actualidad, representan más de un tercio de las emisiones acumuladas hasta 2040. La gran mayoría de ellas están relacionadas con proyectos en Asia, donde en promedio las plantas de carbón tienen solo 11 años de edad y les quedan décadas de funcionamiento, en comparación con los 40 años de edad promedio en EE.UU. y Europa.

“Hemos revisado toda la infraestructura energética actual y en construcción en todo el mundo, como centrales eléctricas, refinerías, automóviles y camioneS, calderas industriales y calentadores domésticos, y encontramos que representarán aproximadamente el 95% de todas las emisiones permitidas en los objetivos climáticos internacionales en las próximas décadas”, dijo el Dr. Birol.

“Esto significa que si el mundo se toma en serio el cumplimiento de sus objetivos climáticos, a partir de hoy, debe existir una preferencia sistemática por la inversión en tecnologías energéticas sostenibles. Pero también debemos ser mucho más inteligentes en la forma en que usamos nuestro sistema energético existente. Podemos generar cierto margen de maniobra al expandir el uso de la captura y utilización y almacenamiento de carbono, el uso del hidrógeno, y mejorar la eficiencia energética. Para tener éxito, esto requerirá un esfuerzo político y económico global sin precedentes”.

Pensado y diseñado a nivel europeo para ser un incentivo al desarrollo de energías renovables, el sistema de Garantías de Origen empieza a ganar importancia con el aumento de su demanda y su precio. Según AleaSoft, el precio de los certificados tenderá al alza y será importante en la instalación de nuevos proyectos renovables.

Los productores de energías renovables pueden solicitar a la CNMC un certificado de la energía generada. Estos certificados acreditan que esos kWh fueron generados a partir de fuentes de energía renovables. También existen Garantías de Origen para la cogeneración de alta eficiencia. Estos certificados pueden ser transferidos a comercializadoras de electricidad para que, delante de sus clientes, puedan justificar el origen renovable de la energía suministrada.

Las Garantías de Origen se concibieron como una herramienta para dar transparencia y poder garantizar el origen de la electricidad generada, y así incentivar el desarrollo de las tecnologías renovables. A partir de la directiva europea que encomendaba a los estados a velar para que “el origen de la electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables pueda garantizarse como tal según criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios”, cada país de la Unión Europea ha regulado la expedición y transferencia de los certificados de Garantía de Origen.

En 2017 la CNMC expidió Garantías de Origen para 76 683 GWh de fuentes renovables y 1 803 GWh de cogeneración de alta eficiencia, el 81,2% de las cuales fueron transferidas a comercializadoras para cubrir el total o una parte de su energía comercializada.

El mix de fuentes de energía de cada comercializadora dependerá de la fracción de su energía cubierta con los certificados recibidos. Con el resto de energía producida y no cubierta por Garantías de Origen expedidas, la CNMC calcula un mix genérico para el resto de comercializadoras.

En España, la expedición de Garantías de Origen por parte de la CNMC es gratuita, pero la regulación no permite a las instalaciones renovables que perciben primas lucrarse con su transferencia. Por lo que tradicionalmente en España el mercado de Garantías de Origen ha sido poco atractivo y con precios de pocos céntimos de euro por MWh, muy bajos comparados con otros países europeos donde los precios rondaban los 0,20‑0,30 €/MWh. Pero esto ha ido cambiando a medida que ha habido más plantas renovables a mercado sin primas y con la entrada de la CNMC en la asociación que gestiona el comercio de Garantías de Origen en Europa, la AIB (Association of Issuing Bodies). Según AleaSoft, las Garantías de Origen tendrán un papel importante como incentivo en los nuevos proyectos renovables ya que su precio tenderá a alza en los próximos años.

Pero no todo el mundo piensa que el sistema de Garantías de Origen es perfecto. Sus detractores denuncian que habitualmente se usa de forma engañosa para confundir al consumidor sobre el origen de la electricidad que llega físicamente a su contador. Dado que la expedición y adquisición de certificados no influye en el mix energético del pool que únicamente dependerá de la disponibilidad de recurso renovable en cada momento, se insinúa que no incentiva la instalación de más potencia renovable.

Lo que es indudable es que las Garantías de Origen aportan transparencia de cara al consumidor que le permiten conocer el impacto medioambiental asociado a la energía consumida, y le proporciona más recursos para escoger comercializadora. Además, para el mercado, representa un indicativo de la demanda que existe entre los consumidores de abastecerse con energía de origen renovable. Y no hablamos solamente de consumidores domésticos concienciados con el cambio climático. Desde que grandes consumidores de electricidad como Google, Facebook y Apple empezaron a anunciar que trabajarían para que su consumo eléctrico fuera 100% proveniente de fuentes renovables, una “ola verde” a nivel mundial está llevando a grandes empresas a proponerse también un consumo eléctrico totalmente verde. Y esta “ola verde” continuará propagándose en cascada a medida que estas empresas empiecen a pedir también certificaciones verdes a sus proveedores. Todo esto ya ha empezado a hacer crecer la demanda de Garantías de Origen y, consecuentemente, también su precio, que, según AleaSoft, continuará al alza en el medio y largo plazo.

Para AleaSoft, el escenario actual presenta un futuro donde las Garantías de Origen van a tener un papel importante en la Transición Energética, gracias a los nuevos proyectos renovables para hacer frente a los objetivos de reducción de emisiones y la, cada vez más extendida, concienciación de los consumidores y comercializadoras sobre el impacto medioambiental de la producción de electricidad.

0

El consumo eléctrico de las grandes y medianas empresas en agosto ha descendido un 3,3% respecto al mismo mes del año anterior, según los datos del Índice Red Eléctrica (IRE). Desglosado por sectores, el consumo industrial ha descendido un 4,5%, y el de los servicios un 1,5%. En el cálculo de estos datos se han tenido en cuenta los efectos de la composición del calendario y la evolución de las temperaturas.

Comparado con agosto del 2017 y si nos centramos en las cinco actividades con mayor consumo eléctrico, la demanda de la metalurgia ha descendido un 3,9%, la industria química un 14,9%, la fabricación de otros productos minerales no metálicos un 0,9%, la industria de la alimentación un 1,7% y la industria del papel un 3,6%.

Las actividades que más han aportado al consumo de las grandes empresas durante este mes han sido el suministro de energía eléctrica, gas, vapor y aire acondicionado con un aumento del 10,6%, la fabricación de vehículos de motor, remolques y semirremolques (2,7%), otras industrias extractivas (6,7%), las actividades de construcción especializada (21,1%) y la fabricación de otro material de transporte (9,8%).

Si se observan los datos de los últimos doce meses, el consumo eléctrico de estas empresas, corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, ha aumentado un 0,5%, respecto al mismo periodo del año anterior. Por sectores, el consumo de la industria ha descendido un 0,2% y el de los servicios ha aumentado un 0,9%.

Todos los datos de consumo eléctrico de cada una de las actividades económicas se pueden consultar con más detalle en la sección del IRE en la web de Red Eléctrica.

El IRE es un indicador cuyo objetivo es facilitar información sobre la evolución del consumo eléctrico del conjunto de las grandes y medianas empresas, entendidas como aquellas que tienen una potencia contratada superior a 450 kilovatios. Las medidas se recogen en más de 23.400 puntos de alrededor de 13.900 empresas. El consumo que representa el IRE supone en torno al 47% de la demanda eléctrica total, correspondiendo el resto de la demanda a consumidores residenciales y otros tipos de consumo.

Madrid Calle 30, sociedad de economía mixta, adscrita al Área de Medio Ambiente y Movilidad del Ayuntamiento de Madrid, ahorró entre septiembre de 2017 y febrero de 2018 un total de 464.000 euros en la factura eléctrica en comparación con los años anteriores.

La empresa encargó un estudio de las potencias demandadas durante un año en cada uno de los seis periodos y en cada una de las catorce acometidas. Mediante el uso de algoritmos de optimización, minimizando la variable coste, se concluyó en unos valores de la potencia óptima a contratar.

Atendiendo a un criterio conservador, para no perder los derechos de acometida cercanos a la potencia instalada en los túneles de Madrid Calle 30, se decidió llevar el periodo tarifario P6 (que es el de menor coste) a la potencia máxima demandada. Con ello se asegura que en caso de emergencia se pueda requerir potencias muy superiores a las contratadas (pagando penalizaciones) en todos los periodos.

El estudio de optimización de las potencias a contratar en Alta Tensión concluía con un posible ahorro económico de aproximadamente 760.000 euros en la facturación anual por éste concepto. Tras la elaboración del estudio se solicitó el cambio de potencia de acceso a los valores óptimos. Estas modificaciones se hicieron efectivas progresivamente desde septiembre de 2017 hasta enero de 2018, obteniéndose hasta el mes de febrero de 2018 unos ahorros reales de 464.000 euros comparando la facturación con años anteriores.

3

2

 

 

 

 

 

 

La factura eléctrica tiene dos partes claramente diferenciadas: el coste de la energía consumida y el de la potencia de acceso.

El término de potencia es un coste fijo, que puede tener penalizaciones cuando la demanda de potencia es superior a la contratada.

En Madrid Calle 30 se tiene un consumo eléctrico variable. Las potencias demandadas no siempre corresponden con las potencias contratadas. Esto supone pagar más de lo necesario por el término fijo cuando la potencia máxima no llega a la potencia contratada o pagar excesos de potencia cuando la potencia demandada supera a la contratada.

Además, tanto el precio de la energía como el del término de potencia varían en función de la franja horaria, día de la semana y mes del año, estableciéndose seis periodos con precios diferentes.

Las modificaciones introducidas por Madrid Calle 30 siguen la línea de mejorar la eficiencia energética de todas las administraciones municipales.

La demanda total del mercado eléctrico renovable documentada con Garantías de Origen aumentó de 367 TWh en 2016 a 471 TWh en 2017, un impresionante aumento del 28,3%. Aunque el crecimiento está más uniformemente disperso que antes, los países grandes todavía juegan un papel importante. Alemania y Francia muestran un aumento significativo en la captación de clientes, y Alemania ha superado por primera vez 91 TWh de demanda total.

El mercado de la electricidad renovable en Europa continúa creciendo abruptamente“, dice Tom Lindberg, director ejecutivo de ECOHZ, al comentar estadísticas de la Association of Issuing Bodies (AIB). “El mercado también es más robusto y más equilibrado que nunca“.

El valor del mercado en 2017 fue dos o tres veces mayor que en 2016

Los consumidores y empresas europeos están cumpliendo cada vez más sus intenciones de energía verde mediante la documentación de sus compras renovables. Los precios actuales del mercado están reflejando este interés creciente a medida que el mercado alcanza nuevos niveles de madurez. El equilibrio entre la oferta y la demanda continúa mejorando, los precios en el mercado mayorista han aumentado constantemente en comparación con los precios de hace un año.

Incluso con los precios más bajos, que rondan los 0,65 € por una Garantía de Origen estándar no especificada en el mercado mayorista, el valor total del mercado ha alcanzado nuevos niveles. Al incluir también los volúmenes de los mercados que utilizan Garantías de Origen no ECSS (150-180 TWh), el valor del mercado europeo se estima conservadoramente en 450 M€. Esto es más de dos o tres veces más alto que hace un año.

Eólica y solar registran el mayor incremento en mercado de consumo

Aunque la energía hidroeléctrica sigue siendo la mayor fuente de electricidad renovable disponible, el aumento más rápido en la adopción por parte del consumidor lo experimentan las energías eólica y solar. Es probable que la participación de las energías eólica y solar sea aún mayor si países como Alemania y Francia no limitan la emisión de Garantías de Origen de las centrales eléctricas que han recibido apoyo. Como muchas de estas plantas de son eólicas o solares, el resultado es un suministro restringido por parte de las tecnologías más nuevas.

La oferta total continúa aumentando

Comparado con el mismo período de 2016, 2017 ha experimentado una mayor oferta de Garantías de Origen emitidas al mercado. El suministro total a fecha de publicación de las estadísticas fue de 410 TWh, pero probablemente aumentará en al menos 100 TWh ya que las estadísticas de 2017 se actualizan en 2018. Esto confirma un menor crecimiento en la oferta que en la demanda, y es comparable al suministro de 2016 de 509 TWh.

Es muy probable que los precios continúen aumentando

Aunque la producción de energía renovable (hidroeléctrica, eólica y solar) en Europa continuará variando, y por lo tanto tendrá un impacto en el volumen de Garantías de Origen emitidas, hay fuertes señales que indican que la demanda seguirá creciendo más rápidamente. Esto continuará presionando los precios actuales del mercado.

Con nuevas multinacionales uniéndose a la iniciativa global RE100, confiamos en que la demanda renovable continuará. Aunque los precios son más altos que nunca, aún no reflejan el valor marginal real de las energías renovables en comparación con las alternativas fósiles. Por lo tanto, podemos esperar que los precios se vean aún más presionados en los próximos años “, dice Lindberg.

El último análisis de mercado de SolarPower Europe muestra que la demanda mundial anual de energía solar alcanzará el nivel de 100 GW por primera vez en la historia. Esto supondrá un crecimiento de más del 30% con respecto a los niveles de 2016, anterior año récord para instalaciones solares, cuando se conectaron 76,6 GW de energía solar a la red.

Solo China ha instalado alrededor de 42 GW en los primeros nueve meses de 2017 y es probable que agregue un total de más de 50 GW en 2017, lo que representaría más de la mitad de la demanda mundial de nuevas capacidades de energía solar este año. Esto constituye un crecimiento del 45% de los 34,5 GW de China instalados el año pasado.

En comparación, el último análisis de SolarPower Europe estima que la energía solar en Europa crecerá alrededor de un 10% hasta al menos 7,5 GW conectados en 2017. Esto representa una ligera mejoría con respecto a 2016, año en que se redujo el mercado europeo en un 20% respecto a 2015, a 6,7 GW. En solo dos años y medio, los precios promedio en las subastas de energía solar en Alemania han disminuido en casi un 50% a solo 4,91 cent€/kWh, y en España la energía solar ganó caSI 4 GW en la subasta nacional de energía limpia. El tiempo nunca ha sido mejor para invertir en energía solar en Europa y más allá.

La solar es la fuente de nueva energía de más rápido crecimiento y la tecnología energética más popular entre los europeos. Esto sirve de recordatorio para los políticos europeos para que eleven sus objetivos solares. A nivel de la UE, se necesita al menos un objetivo del 35% de energía renovable para 2030. Si aprovechamos esta oportunidad, veremos más empleos e inversiones en energía solar en todo el continente y, a su vez, la demanda solar crecerá nuevamente en Europa.

Durante el segundo trimestre de 2017, los negocios del Grupo Nordex experimentaron un importante crecimiento. El volumen de negocio se elevó a 852,7 M€ durante el trimestre (2T/2016: 846,9 M€), lo que supone una contribución importante a las ventas que alcanzaron los 1.501,1 M€ en el primer semestre del ejercicio (1S/2016: 1.143,9 M€). Unos resultados favorecidos por el crecimiento del negocio de servicios, que en el primer semestre aumentó un 24%, hasta los 150,3 M€ (1S/2016: 121,2 M€).

Al mismo tiempo, las nuevas instalaciones aumentaron su capacidad hasta los 713 MW en el segundo trimestre (1T/2017: 416 MW), manteniéndose en gran medida estables en comparación con el mismo período del año anterior. La producción mejoró tanto en el ensamblaje de aerogeneradores como en la producción de palas de rotor durante dicho período. El montaje de aerogeneradores llegó a los 1.536 MW (1S/2016: 1.298 MW). Este crecimiento de más del 18% se debe en gran medida a la producción de sistemas de energía eólica en España, desde donde Nordex abastece al mercado no europeo. La producción de palas de rotor aumentó un 30% en la primera mitad del año, reflejando los preparativos para los proyectos no europeos que, de acuerdo con la programación, estarán terminados en un plazo muy corto.

 

El beneficio operativo antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones ha alcanzado los 117,5 M€ (1S/2016: 136,6 M€), lo que se traduce en un margen de EBITDA del Grupo del 7,8%. Estos resultados se sustentan en el buen margen medio de los proyectos en construcción, que se refleja también en el incremento del margen bruto al 27,2% (1S/2016: 24,8%). El beneficio consolidado asciende a 22,6 M€ (1S/2016: 51 M€).

Como era de esperar, el ratio de capital circulante se elevó un 9,8% a la fecha de presentación de informes, debido a los preparativos para numerosos proyectos que se completarán a corto plazo. Además, los pagos por adelantado de clientes se redujeron con respecto al año anterior.

Al mismo tiempo, el volumen de pedidos aumentó sustancialmente durante el año. En el segundo trimestre, Nordex recibió nuevos pedidos por valor de 572 M€. En total, el volumen de pedidos del primer semestre del año se sitúa en 905 M€ una reducción con respecto al año anterior (1S/2016: 1.330 M€) que se debe principalmente a una leve ralentización de los nuevos contratos en Europa, que representaron el 43% del total de los pedidos (1S/2016: 68%). Por otra parte, la entrada de pedidos procedentes de mercados no europeos aumentó como porcentaje del total, así como en términos absolutos.

A 30 de junio de 2017, Nordex tenía una cartera de pedidos que incluía contratos de servicio por un total de 3.600 M€, lo que constituye una base para confirmar la consecución de los objetivos anuales para 2017. Por lo tanto, se espera que las ventas se sitúen en un rango de entre 3.100 y 3.300 M€, acompañado de un margen de EBITDA de entre un 7,8% y un 8,2%. El Management Board espera que el ratio de capital circulante caiga entre un 5% y un 7% en la segunda mitad del año, debido principalmente a los pagos anticipados recibidos para nuevos pedidos.

De acuerdo con el Latin America PV Playbook de GTM Research, México tiene actualmente la mayor cartera de proyectos fotovoltaicos contratados de toda Latinoamérica. Se espera que Latinoamérica aumente significativamente su participación en la demanda de energía fotovoltaica, y que la región en su conjunto asuma más del 6% de la demanda mundial de energía fotovoltaica en 2017, sobre la base de un fuerte crecimiento en varios mercados importantes como México y Chile. Varios mercados clave en crecimiento incluyen a Argentina y Colombia, con el gigante regional, Brasil, capaz de recuperar fuerza una vez más gracias a la recuperación económica.

La energía solar a gran escala lidera a todos los otros segmentos de la fotovoltaica en toda la región, donde la energía solar está superando los precios de otras tecnologías en las subastas y capturando gran parte de la cuota de mercado de las energías renovables no convencionales. En la segunda mitad de 2016, los precios de la energía solar alcanzaron un nivel bajo, no sólo en Latinoamérica, sino también a nivel mundial con los 29 $/MWh de para subasta de suministro nacional de agosto en Chile. La generación distribuida está en alza en algunos mercados como México y Brasil, donde están en vigor esquemas como la medición neta y otros incentivos.

 

La inversión en el sector se impulsa mediante la introducción de reformas tributarias, asociaciones con bancos de desarrollo y fondos para proyectos específicos de renovables. Sin embargo, debido a los bajos precios de la fotovoltaica, la financiación de proyectos de baja tasa de retorno es uno de los esfuerzos más desafiantes para los promotores. Sin embargo, la recuperación económica y el correspondiente crecimiento de la demanda de energía ayudará a sostener la inversión regional en energías renovables en 2017.

Entre algunas causas de preocupación en varios mercados se incluyen desde la depreciación de la moneda (México y Brasil) a cambios políticos siempre presentes. El consumo de electricidad per cápita de Latinoamérica sigue siendo relativamente bajo en comparación con los países de la OCDE. El FMI revisó las proyecciones de crecimiento para Latinoamérica y el Caribe a 1,2% en 2017, con crecimientos más débiles de lo esperado del PIB en los principales mercados como Brasil, Chile, México y Argentina.

Argentina y Colombia listas para recortar la participación de los “Tres Grandes” en la demanda solar en Latinoamérica

La subasta de Argentina despeja el camino para contratar casi 1 GW de fotovoltaica mediante el programa RenovAR, un vehículo que establece metas y maneras para que prospere la energía limpia en el país hasta 2025, para el que el país tiene un objetivo del 20% de generación renovable. RenovAR Ronda 2 se dará a conocer tan pronto como en marzo, para iniciar el proceso de más proyectos que se añadirán más allá de 2018.

Colombia está siguiendo un poco los pasos de varios de sus vecinos latinoamericanos. Debido a que Colombia sólo funciona con empresas privadas de servicios públicos, muchos proyectos fotovoltaicos son sólo para autoconsumo sin incentivos adecuados, como la medición neta. En la última hoja de ruta para la expansión de la energía, sólo se apuntaron 150 MW de energía solar en 2035, pero ese número debería ser superado ya en 2018.

México pasará 2017 iniciando la inmensa cartera de 4,2 GW emitida en 2016. Se está firmando, localizando y buscando financiación de proyectos, pero la continua devaluación del peso está perjudicando la confianza en si los retornos de los proyectos serán altos.

Chile sigue siendo el líder en potencia fotovoltaica instalada acumulada en Latinoamérica. Chile experimentará un retroceso en 2017. Los proyectos esperan para conectarse a una red ya congestionada, pero Chile añade a la red más proyectos de más de 50 MW.

Brasil puede ser la mayor economía de Latinoamérica, pero una recesión y un exceso de suministro de electricidad nublan el futuro desarrollo del mercado fotovoltaico, pasando por proyectos ya contratados.

2016, año de sorpresas de subastas a escala comercial

En 2016 las subastas de México y Argentina sorprendieron y superaron las expectativas, señalando la primera etapa para una construcción prometedora.

En el caso de México, existía la duda de si la transición energética propuesta se proyectaba para beneficio de la energía solar, especialmente para la escala de servicios públicos. Antes de la primera subasta de energía en marzo, había muchas opiniones divergentes sobre si la energía fotovoltaica sería capaz de competir con otras fuentes de energía como la eólica y el gas natural. Estas reservas demostraron ser exageradas ya que la fotovoltaica se erigió como la ganadora absoluta en ambas subastas de servicios públicos que totalizan 4,2 GW de potencia a precios tan bajos como 33 $/MWh.

Argentina fue un absoluto elemento comodín en la dinámica global de la fotovoltaica en la región. El presidente Macri mostró señales de revivir un sector envejecido y poco competitivo cuando fue elegido a finales de 2015, pero la rapidez de los cambios en el sector fue inesperada. En total, a través de 2 rondas de subastas, Argentina sumó cerca de 1 GW de fotovoltaica a escala de servicios público9s. Fue, sin embargo, la introducción de la financiación y las metas de energía renovable en 2016 lo que colocó a la solar para el éxito a largo plazo.

La mayor economía de la región, Brasil, fue víctima de varios factores macroeconómicos, desde la inestabilidad política hasta la sequía. Estos factores disminuyeron la demanda total de electricidad respecto al año anterior en un 0,7%, y fue el principal impulsor de la cancelación para ambas subastas  previstas para 2016, en las que la energía solar debía ser parte. Casi 700 MW de proyectos licitados desde 2014 permanecerán vigentes después de que se desechase la idea de una potencial cancelación.

Tendencias regionales en 2017

Brasil fue incapaz de tomar un descanso en casi todas las facetas del mercado en 2016. Se espera que 2017 sea un año de repunte para la fotovoltaica ya que la economía crece de forma incremental. También se espera que ANEEL tenga en cuenta la capacidad hidroeléctrica al planificar futuras subastas de suministros. Se espera que los segmentos comercial e industrial agreguen unos 50-80 MW.

La última subasta de suministro de la CNE en Chile, en realidad resultó ser un éxito de la fotovoltaica. Los promotores trabajaron astutamente alrededor de la estructura de licitación en bloque para asegurar la generación durante 24 horas usando otras tecnologías para una parte del proyecto solar. Se espera que la interconexión SIC-SING avance entre principios y mediados de 2018.

Las recientes subastas en México marcaron el vencimiento de los permisos del antiguo esquema. Los proyectos subastados están ahora en fase de financiación, lo que no será un obstáculo fácil de superar dados los bajos índices de rendimiento calculados en algunos proyectos. Los instaladores han rentabilizado los clientes con tarifas DAC, pero las tasas de las clases industriales también están aumentando. Se prevé que la mayoría de las instalaciones de generación distribuida de 2017 tengan lugar en esta clase.

La descongelación de las relaciones internacionales ha dado un empuja al interés por desarrollar energías renovables en Cuba. La finalización de una planta de 50 MW a escala comercial y una subasta de 100 MW conducirán a un mayor interés en el país debido a sus necesidades de demanda. Colombia puede ser considerada como la nueva Argentina, con un gobierno más estable y con necesidad de fuentes de energía más limpias y baratas. Sin embargo, Colombia enfrenta limitaciones de políticas y de incentivos.

0

La demanda del mercado industrial se ha incrementado un 1,6% durante el primer trimestre de 2016, siendo el destinatario del 58% de las ventas de gas en este periodo. Así, el mercado industrial continúa siendo el principal demandante de gas, con un 58% del total consumido, seguido del doméstico-comercial, con un 27,3%, y las centrales eléctricas (13%).

La demanda de gas natural en el mercado nacional ha alcanzado la cifra de 89.052 GWh en el primer trimestre de 2016 representando un descenso del 4,3% respecto al mismo periodo del año 2015. Las principales causas son la climatología benigna por la que se ha caracterizado lo que llevamos de 2016 y un descenso de la utilización de ciclos combinados para cubrir la demanda eléctrica.

En el mercado convencional (doméstico-comercial e industria, incluida en esta última la demanda para usos no energéticos) las ventas en el mes de marzo se ha incrementado un 5%, siendo descendente la demanda en los meses de enero y febrero, y bajando en el total del trimestre un 2,5% con relación al mismo periodo de 2015.

Mercado doméstico – comercial

En referencia al mercado convencional, en este caso, doméstico-comercial, se estima que la demanda de gas ha descendido un 11% debido a unas temperaturas más cálidas durante los meses de enero y febrero de este año que ha provocado un menor uso de los sistemas de calefacción respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.

Generación en ciclos combinados

Durante estos primeros 3 meses del año los ciclos combinados han experimentado un descenso de la demanda de un 15,2% con respecto al primer trimestre del año pasado. Esto ocurre en un contexto donde la demanda de distribución de electricidad ha bajado en un 1,5% en relación con el primer trimestre del año anterior, según REE.

Tendencia europea de crecimiento en 2015

Según datos hechos públicos recientemente por Eurogas, el consumo de gas de los países Europeos ha crecido un 4% durante 2015 comparado con el ejercicio anterior, principalmente, principalmente fruto de un aumento de las importaciones de gas natural licuado (GNL) gracias a una mayor diversificación de la oferta.

0

El consumo de gas aumentó el año pasado aproximadamente un 4% en comparación con 2014, según las últimas estimaciones de Eurogas. Esta subida, la primera en cuatro años, se reflejó en un aumento de las importaciones de gas natural licuado (GNL), destacando una mayor diversificación del abastecimiento.

Las estimaciones iniciales para el año 2015, publicado por Eurogas el pasado mes de marzo, sugieren que el consumo de gas en la UE-28 fue de 4.603,6 TWh PCS, equivalente a 426,3 Mm3 o 356,3 Mtep PCI.

Un factor contribuyente es el clima. Las temperaturas en 2015 estaban más cerca de la media que en 2014. La demanda de gas local para calefacción vio un aumento neto en una serie de países. La capacidad de calefacción se reforzó en Alemania, por ejemplo, donde la mitad de la construcción de viviendas nuevas fueron equipadas con aparatos de calefacción de gas. La capacidad de las redes de gas para afrontar las fluctuaciones de la demanda de calefacción, y en algunos países de refrigeración, refleja una vez más la flexibilidad de gas como combustible.

Este retorno general a temperaturas medias más normales representó en gran parte el incremento de la demanda de gas en toda la UE. Sin embargo, a nivel nacional, el efecto varía de un país a otro, así como de una estación a otra.

Otros factores varios, aparte de las condiciones climáticas, también estuvieron en juego en 2015. Países como la República Checa, Francia y Eslovaquia, por ejemplo, fueron testigo de cierta recuperación económica el pasado año, lo que se refleja en un aumento de la demanda de gas industrial en estos estados miembros de la UE, mientras que otros países siguen viendo disminuciones en este sector.

Los cambios en la demanda en el sector enegético también varió en algunos países que fueron ganando cuota de mercado debido a su disminución en el precio (como por ejemplo el Reino Unido) y la demanda de refrigeración (por ejemplo Italia y Grecia), mientras que otros países experimentaron una disminución de la demanda de gas debido a diversos factores tales como los regímenes fiscales que desalientan el consumo de gas (por ejemplo en Finlandia). En cambio otros países vieron una pérdida de participación continua, aunque leve, debido a la respaldo continuado del carbón (por ejemplo en  Irlanda, Alemania, y Países Bajos).

El GNL compuso la mayor parte de las ganancias de las importaciones de algunos países. En los Países Bajos, por ejemplo, las importaciones de GNL se duplicaron, y las importaciones de gas natural licuado italianos aumentaron en un 34% año tras año.

El desarrollo del mercado de gas natural comprimido (GNC) avanzó notable en el mercado checo, donde el consumo de GNC aumentó en un 46% año tras año.