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Los contratos a largo plazo, conocidos como acuerdos de compra de energía, están transformando la forma en que las empresas compran y venden electricidad basada en energías renovables en Europa con profundas implicaciones para el sector.

Scope Ratings dice que la creciente demanda de PPAs representa un cambio profundo en la asunción de riesgos en el sector, tanto para los operadores de plantas renovables no reguladas (empresas energéticas, productores independientes de energía e inversores financieros) como para los llamados tomadores. Además de los proveedores de energía, los propietarios de activos de generación encuentran cada vez más compradores directos en empresas que consumen mucha energía.

Para el vendedor de electricidad bajo un PPA, el PPA puede considerarse una herramienta de transformación de riesgos“, dice Sebastian Zank, analista de Scope. “Para los compradores, la visibilidad a largo plazo en la adquisición de energía, el potencial de ganancias asociadas al PPA y los beneficios de reputación compensan el riesgo adicional que asumen“, dice Zank.

Creemos que el impacto general de los PPA para vendedores y compradores es un respaldo crediticio“, dice. Sin embargo, el impacto general depende de las especificaciones de los PPA y del impacto en el reconocimiento de ingresos y márgenes del vendedor o en la estrategia de adquisición de materia prima de un comprador.

Sin embargo, los PPA introducen un riesgo significativo porque los contratos son transacciones complejas y no estandarizadas entre un comprador y un vendedor, a diferencia de las transacciones de cobertura para fuentes convencionales de electricidad que generalmente tienen lugar en intercambios de energía a través de contratos a corto plazo.

Los principales catalizadores para la adopción de los PPAs en Europa son la eliminación gradual de los subsidios para los activos eólicos y solares recientemente instalados en Europa y el logro de la “paridad de red” en muchos países, por lo que la generación de electricidad solar y eólica se ha vuelto competitiva en precio con carbón, gas y energía nuclear.

Los propietarios de proyectos/activos de energía renovable no regulados, como Encavis, Energparc, Energiekontor, Neoen, Akuo, divisiones de energías renovables de grandes empresas europeas o inversores financieros, como Octopus Investments, Aquila Capital, Greencoat Capital, Luxcara, tienen un interés natural en cubrir sus ventas de electricidad en un horizonte temporal más largo. Tales coberturas a largo plazo en forma de PPA ya están bien establecidas con compradores como operadores de energía o empresas de servicios públicos, por ejemplo: Engie, Vattenfall, Axpo, Alpiq, Uniper, entre otros.

La demanda adicional de PPAs proviene cada vez más de los consumidores industriales y corporativos, en particular de las empresas que consumen mucha energía. El proveedor de aluminio Alcoa, la siderúrgica ArcelorMittal y las compañías ferroviarias estatales Deutsche Bahn y SNCF se encuentran entre las que tienen PPAs en Europa, pues desean obtener suministros de energía respetuosos con el medio ambiente que pueden usar para pulir sus “credenciales ecológicas”, de ahí los recientes PPAs con proveedores de energía renovable.

El mercado global de PPAs corporativos con consumidores directos de electricidad está llamado a establecer un nuevo máximo mundial este año, con los 13 GW contratados en los primeros nueve meses del año, ya a nivel de los PPAs de medio a largo plazo firmados en todo 2018, en sí un año récord, con gran parte del crecimiento en las Américas.

Europa se está poniendo al día: “Esperamos un fuerte crecimiento continuo en Europa a juzgar por los recientes PPAs corporativos alcanzados en el tercer trimestre de 2019”, dice Zank.

Los PPAs en la región EMEA, principalmente en Europa, probablemente cubrirán una capacidad de energías renovables de alrededor de 3 GW de electricidad este año, un 30% más que en 2018. Y este volumen se suma a los PPAs firmados entre vendedores y proveedores de energía, que se estima en un volumen de entre 7 y 10 GW por año (Fuente: Pexapark).

Otro cambio relacionado con el aumento en el uso de los PPAs es la creciente competencia a la que se enfrentan los negocios de comercialización/suministro de las principales compañías eléctricas europeas por parte de competidores más pequeños. Los consumidores pueden adquirir directamente volúmenes de energía directamente del generador sin un intermediario y los recién llegados, como la comercializadora de British Octopus Energy, o proveedores de energía más pequeños, como Audax Renovables o Factorenergia, pueden obtener electricidad utilizando PPAs vinculados con proyectos renovables sin necesariamente tener activos generadores propios.

Al hacerlo, pueden asumir las operaciones comerciales e incluso minoristas de los titulares“, dice Zank.

Evolución de los desvíos provisionales a lo largo de las 14 liquidaciones desde 2016 hasta 2019

La CNMC ha publicado la séptima liquidación provisional de 2019 (mes de julio) del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural. (Acceso a la información al final de la nota de prensa). (Para conocer en qué consiste el régimen de liquidaciones del sector energético que gestiona la CNMC, consulta CNMCblog).

 

Sector eléctrico

El desajuste provisional de ingresos registrado en el sector eléctrico en la séptima liquidación ha sido de -2.466 M€, 61,5 M€ menos de lo previsto inicialmente.

El total de ingresos se elevó a 7.772 M€, mientras que el conjunto de costes se situó en 10.239 M€. Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, el Coeficiente de Cobertura (la relación entre los costes que se pueden pagar con los ingresos disponibles y los que se deberían pagar con cargo a las liquidaciones provisionales) es del 71,9%. La demanda en consumo se situó en 121.309 (GWh), un 3% menos en relación con la previsión (125.634 GWh).

En relación con los puntos de suministro, a finales de 2018 el mercado eléctrico estaba compuesto por 29,4 M de puntos de suministro. El 61,7% (18,1 M de puntos) eran suministrados por un comercializador en el mercado libre, mientras que el 38,3% restante (11,3 M de puntos) lo suministraba un comercializador de referencia mediante el denominado PVPC.

Energías renovables

La liquidación provisional acumulada y a cuenta para esta séptima liquidación de 2019 asciende a 4.360 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente) en las 63.654 instalaciones liquidadas.

Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, se ha aplicado el Coeficiente de Cobertura (71,9%). La cantidad que hay que pagar a cuenta a los productores asciende a 494 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente).

Los importes liquidados y abonados con cargo al sector eléctrico tienen el siguiente desglose por tecnologías:

La liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado es de 48,9 M€ antes de IVA o impuesto equivalente. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores asciende a 7,1 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente).

Sector gasista

El total de ingresos liquidables declarados por las empresas asciende a 1.681 M€, un 0,2% superior al mismo periodo de 2018. En esta liquidación se ha realizado el reintegro al sistema gasista de 186 M€ resultado de los procedimientos de revisión de oficio de las liquidaciones definitivas y relativos al almacenamiento subterráneo Castor. Por su parte, los costes liquidables han sido de 27 M, un 9,7% inferiores a los que se registraron en el mismo periodo en 2018.

En esta séptima liquidación provisional se obtiene un superávit de 27 M€, frente a un déficit de 149 M€ en el mismo periodo del ejercicio anterior (liquidación 7/2018).

Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, para esta séptima liquidación, se obtiene un índice de cobertura del 101,6% de la retribución acreditada.

El número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 31 de julio de 2019 se sitúa en 7,9 M, con un aumento interanual de 45.080 consumidores (+0,6%), de los que 1,58 M se suministran con tarifa de último recurso.

Acceso al Informe de la liquidación provisional 7/2019 de energías renovables, cogeneración y residuos
Acceso al Informe de la liquidación provisional 7/2019 del sector gasista

La Asociación Europea de Fabricantes de Automóviles (ACEA), Eurelectric y Transport & Environment (T&E) lanzan un llamamiento a las instituciones europeas para que faciliten un despliegue rápido de la infraestructura de carga inteligente para vehículos eléctricos. Esta es una colaboración única, ya que marca la primera vez que la industria automotriz de la UE, el sector eléctrico y la organización medioambiental se unen para impulsar un objetivo común.

 

La movilidad eléctrica tiene un papel crucial que desempeñar en la descarbonización del transporte por carretera y en el cumplimiento de los objetivos climáticos de Europa. A medida que Bruselas se prepara para un nuevo mandato político, las tres asociaciones instan a los responsables políticos a garantizar el ‘derecho a recargar’ a todos los que usan un vehículo eléctrico, para que todos en Europa puedan tener acceso a la recarga, que debería ser tan simple como lo es repostar hoy.

Esto requerirá un despliegue masivo de infraestructura de recarga inteligente estratégicamente ubicada en toda la UE. La infraestructura inteligente permitirá a los conductores recargar sin afectar gravemente o sobrecargar las redes eléctricas de Europa. Las asociaciones creen que proporciona beneficios claros para los clientes, el sistema eléctrico, la industria del automóvil y la sociedad en general.

ACEA, Eurelectric y T&E han firmado este llamado a la acción conjunta en la Cumbre “Liderando la transformación de la movilidad” de ACEA en Bruselas. En esta ocasión, las industrias automotriz y eléctrica confirmaron su compromiso de realizar inversiones más enfocadas tanto en tecnología de vehículos como en soluciones de recarga inteligente.

Ya se trate de una recarga pública urbana o de autopista, se deben eliminar todas las barreras para el despliegue de infraestructura y el crecimiento de la movilidad eléctrica. Para que la recarga en el hogar, el trabajo y las autopistas sea fácil y accesible para todos los conductores, los responsables políticos deben reformar y fortalecer la legislación clave, como la próxima revisión de la ley de combustibles alternativos de la UE (AFID) y la directiva de edificios de la UE (EPBD) . Los instrumentos de financiación existentes de la UE también deben aprovecharse mejor para acelerar el despliegue de la infraestructura, y otros instrumentos financieros deben estar dirigidos a desbloquear nuevas soluciones para mejorar la cobertura en todos los estados miembros.

“La industria automotriz de la UE quiere trabajar con todas las partes interesadas para hacer realidad la movilidad cero emisiones”, declaró el Secretario General de ACEA, Erik Jonnaert. “Para convencer a más clientes de que cambien a vehículos eléctricos, tenemos que eliminar el estrés asociado con la recarga. Esto significa que todos deben tener la opción de recargar su vehículo fácilmente, sin importar dónde vivan o hacia dónde quieran viajar”.

“La carrera hacia el futuro está en marcha. Debemos eliminar todas las barreras y hacer que el cambio a la movilidad eléctrica sea lo más fácil y conveniente posible. Cada consumidor debe tener un “derecho a enchufar”, y la implementación de los puntos de recarga públicos debe acelerarse. Para 2025, necesitamos 1,2 millones de puntos de recarga públicos en Europa”, dijo Kristian Ruby, Secretario General de Eurelectric.

Julia Poliscanova, directora de vehículos limpios de T&E, dijo: “Un cambio rápido a los vehículos eléctricos que funcionan con electricidad limpia es esencial si queremos detener el peligroso calentamiento global. Ahora que los fabricantes de automóviles están preparando una ola de modelos eléctricos nuevos y asequibles, debemos garantizar el despliegue rápido y fácil de los puntos de recarga en el hogar, en el trabajo y en la carretera para que la recarga de un vehículo eléctrico se convierta en una experiencia completamente sin problemas para los ciudadanos en toda la UE.”

La Ministra para la Transición Ecológica en funciones, Teresa Ribera Rodríguez, ha recibido a una representación de la Fundación Renovables encabezada por su presidente, Fernando Ferrando, y vicepresidente, Sergio de Otto, para abordar conjuntamente los avances que se han llevado a cabo en los últimos meses en materia de transición energética, y para abordar propuestas sobre el camino a seguir para llegar a cumplir los objetivos del Acuerdo de París sobre Cambio Climático.

 

Durante el encuentro, que se desarrolló en la sede el Ministerio para la Transición Ecológica, la Fundación Renovables expresó su satisfacción por el posicionamiento y la intención política del Ejecutivo a favor de un cambio en el modelo energético actual, teniendo al PNIEC como excelente y favorable punto de partida. Durante el trascurso de una charla cordial, la Fundación Renovables ha transmitido a la ministra el buen camino y los grandes pasos que han tomado a favor de la transición energética en comparación con la pasividad inoperante del anterior gobierno, expresando también la urgencia de hacer efectiva una declaración de emergencia climática a nivel nacional y las oportunidades derivadas de dicha declaración, englobando acciones para el cambio a un modelo más eficiente y autónomo.

Para la materialización y consecución de dichas oportunidades, la Fundación Renovables instó a aprobar un Pacto de Estado de Energía y Cambio Climático, situando a la transición energética en el centro del marco legislativo, y reclamó para ello una Vicepresidencia de Transición Ecológica, convirtiéndose así en política de estado. Además, se trasladaron a la ministra las propuestas elaboradas por la Fundación en su último informe “Escenarios, políticas y directrices para la Transición Energética” para enriquecer el PNIEC y progresar en sus objetivos, entre las que destacan un aumento en la reducción de emisiones de GEI para 2030.

En el transcurso de la reunión también se han comentado como punto clave, en opinión de la Fundación,  la actuación decidida sobre la demanda, la necesidad de un aumento de la electrificación a 2030 del 27% como elemento básico para una mejora en la calidad del aire de las ciudades, mediante una mejora sustancial del plan de rehabilitación energética de edificios en base a una Modificación de la Ley Reguladora de las Bases de Régimen Local y, de manera complementaria, apostar por la movilidad desde un criterio compartido y de servicio público, que suponga una mejora cualitativa y real del aire de las ciudades.

Las dos partes se han mostrado coincidentes en la necesidad y las ventajas de acelerar el autoconsumo, puesto que actualmente existe una situación de desarrollo favorable para un aumento sustancial de dicha tecnología pese a los temas pendientes en el ámbito regulatorio; y en el establecimiento de una tarifa transparente de cara a los consumidores, con una señal precio de la energía que permita un aumento de la eficiencia energética y evidencia el reparto de costes entre los distintos tipos de consumidores.

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Altos funcionarios del sector eléctrico de Kenia han participado recientemente en un Study Tour organizado por el ICEX con el apoyo del Consorcio Español de Energías Renovables (SREC por sus siglas en inglés, Spain Renewable Energy Consortium), para conocer de primera mano la experiencia española en el ámbito de las energías limpias en distintas tecnologías. Kenia, cuya demanda energética está en aumento debido al gran desarrollo que está experimentando el país en los últimos años, está llevando a cabo varios proyectos en materia de energías renovables para aumentar la presencia de estas fuentes en su mix energético.

Con el objetivo de aprender del conocimiento de la industria española, líder durante años en la puesta en marcha de parques eólicos y plantas fotovoltaicas, altos funcionarios del sector eléctrico keniata visitaron distintas instalaciones de empresas pertenecientes al SREC.

Durante su Study Tour en España tuvieron la oportunidad de comenzar realizando una presentación del sector energético de su país a un nutrido grupo de asistentes en la sede del ICEX para, a continuación, tener reuniones B2B con diversas empresas españolas.

Posteriormente, se trasladaron a REE donde visitaron el centro de control y se les explicó el funcionamiento de la red, para una vez finalizada esta visita, continuar con la de la sala de control eólico de la empresa Elecnor.

Igualmente, durante la semana tuvieron ocasión de conocer la fase final de construcción de una planta fotovoltaica y visitar una planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos con almacenamiento, ubicadas una junta a la otra muy cerca de la localidad de Alcázar de San Juan, ambas propiedad de ACS Cobra.

Por último, fueron acompañados a Navarra para visitar el Centro de Control de Energía Renovable (CECOER) de la empresa Acciona, así como una planta de biomasa en Sangüesa y un centro eólico experimental, ambos propiedad de la misma compañía, donde pudieron constatar el funcionamiento de un aerogenerador de 3 MW, y de una planta de almacenamiento de energía eólica en baterías.

La CNMC ha publicado la cuarta liquidación provisional de 2019 de abril del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural.

Sector eléctrico
El desajuste provisional de ingresos registrado ha sido de -1.508 M€, 90 M€ menos de lo previsto para esta liquidación.

El total de ingresos se elevó a 4.221 millones de euros, mientras que el conjunto de costes se situó en 5.729 M (-1%). Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, el Coeficiente de Cobertura (la relación entre los costes que se pueden pagar con los ingresos disponibles y los que se deberían pagar con cargo a las liquidaciones provisionales) es del 69,3%.

La demanda en consumo se situó en 63.433 (GWh) (-3%).

En relación con los puntos de suministro, a finales de 2018 el mercado eléctrico estaba compuesto por 29,4 M de puntos de suministro. El 61,7% (18,1 M de puntos) eran suministrados por un comercializador en el mercado libre, mientras que el 38,3% restante (11,3 M de puntos) lo suministraba un comercializador de referencia mediante el denominado PVPC.

Energías renovables
Se han liquidado 63.700 instalaciones. La liquidación provisional acumulada y a cuenta para esta cuarta liquidación de 2019 asciende a 2.445 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente)

Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, se ha aplicado el citado Coeficiente de Cobertura. La cantidad que hay que pagar a cuenta a los productores asciende a 564 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente).

La liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado es de 27,6 M€ antes de IVA o impuesto equivalente.

Sector gasista
El total de ingresos liquidables declarados por las empresas ha sido de 999 millones de euros, un 5,6% inferior al mismo periodo de 2018. El total de ingresos netos liquidables asciende a 936 M, un 3,7% inferior al de la misma liquidación del ejercicio anterior. Por su parte, los costes liquidables han ascendido a 17 M (un 17,8% inferiores al mismo periodo).

En consecuencia, el déficit provisional es de 89 M€, 2,7 veces más que en el mismo periodo de 2018. El índice de cobertura en esta cuarta liquidación es del 97,6% de la retribución acreditada.

La demanda nacional de gas en 2019 facturada hasta el 30 de abril ha sido de 103,9 TWh, lo que supone un incremento del 3,5% respecto a igual periodo de 2018.

El número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 30 de abril de 2019 ha ascendido a 7,9 M, con un aumento interanual de 57.445 consumidores (+0,73%), de los que 6,31 M (el 80%)se suministran a precio libre y 1,57 M (el 20%) con tarifa de último recurso.

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    ENERGÍAS RENOVABLES

    IZHARIA INGENIERIA es una empresa de Ingeniería y Consultoría especializada en el sector eléctrico y con altos estándares de calidad en sus productos para ello está registrada en Repro, ISO 9001, e ISO 14001. Líder en energías renovables, ha realizado en España la planta fotovoltaica más grande de Europa con 500 MW. Da servicio tanto al sector de las energías renovables como a los sectores de generación convencional, transporte y distribución eléctrica. Colabora con las principales eléctricas de España realizando ingeniería de redes de gas y electricidad y de parques renovables. Desde sus sedes de España y Panamá da servicio a todos los continentes. Ha realizado proyectos en Australia, Jordania, Panamá y Uruguay, entre otros

    www.izharia.com

    Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE y del Ministerio para la Transición Ecológica / Source: Prepared by AleaSoft using data from REE and the Ministry for the Ecological Transition

    AleaSoft analiza el contenido del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima y sus propuestas para el sector eléctrico, donde se echa en falta el papel que la consultora prevé para las tecnologías del hidrógeno.

    El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) es un documento amplio y transversal que aborda el objetivo de la reducción de la emisión de gases de efecto invernadero (GEI) desde muchos ángulos, desde el transporte y la generación de electricidad, hasta el empleo y el I+D. El objetivo del Plan es alcanzar en 2030 una reducción de las emisiones del 20% respecto a los niveles registrados en 1990. Eso significa reducir más de un 30% los niveles de emisiones actuales. El borrador del Plan pone las bases para avanzar en la transición energética y lograr el objetivo último de descarbonizar totalmente la economía y convertir a España en un país neutro de carbono en 2050.

    En la transición energética y la reducción de emisiones de gases contaminantes, la generación de electricidad va a tener un papel central. El sector de la generación eléctrica es uno de los mayores responsables de la emisión de CO2 y demás gases de efecto invernadero, pero también es uno de los sectores con mayor poder de reducción de emisiones gracias a la producción de electricidad a partir de fuentes de energía de origen renovable.

    El objetivo del Plan es alcanzar en el año 2030 una penetración de energías de origen renovable en el consumo de energía final de, al menos, un 35%. Concretamente para el sistema eléctrico, el objetivo es una generación de electricidad a partir de energías de origen renovable de cómo mínimo el 70% para 2030 y con el objetivo final del 100% en 2050. Para ello, el PNIEC propone instalar 69 GW de potencia renovable antes de 2030, y reducir la generación convencional en 15 GW.

    La tecnología estrella en esta revolución renovable va a ser la energía solar con 37 GW nuevos, de los cuales 32 GW serán de tecnología fotovoltaica y 5 GW de termosolar. Esta nueva potencia a instalar representa un incremento del 530% respecto a la actual. La segunda tecnología en potencia a instalar antes de 2030 es la eólica con 27 GW nuevos y un crecimiento de la potencia del 114%. Y ya por detrás de la solar y la eólica, con mucha menos nueva potencia están el resto de tecnologías renovables que supondrán otros 5 GW adicionales.

    Por el lado de la reducción de la generación convencional, la tecnología que se pretende eliminar más rápidamente es el carbón. En 2030 se prevé retirar al menos 8,7 GW de los 10 GW actuales, pero con la posibilidad de llegar a cerrar el 100% de las plantas si la seguridad de suministro lo permite. El Plan estima que las centrales térmicas de carbón ya no serán competitivas en 2030 si el precio de los derechos de emisiones de CO2 llega a los 35 €/t. Ahora mismo el precio de las emisiones se encuentra alrededor de los 23 €/t después de que se triplicara en 2018.

    La otra tecnología convencional condenada a desaparecer según el borrador es la nuclear. Para 2030 se espera reducir a la mitad la potencia instalada cerrando 4 GW. En menor escala, las otras tecnologías a reducir son la cogeneración, la generación con residuos y fuel-gas.

    Sorprende la voluntad del Plan de retirar hasta 2 GW de cogeneración. La patronal del sector ya ha mostrado su desacuerdo. La cogeneración es una de las maneras más eficientes de producir calor para la industria. Producir toda esa energía térmica utilizando directamente electricidad supondría un gasto desproporcionado para esas industrias. Según AleaSoft, la mejor estrategia para reducir las emisiones en las industrias que requieren calor es la cogeneración con gas renovable o incluso con hidrógeno, que, según la consultora, es el combustible del futuro y, además, no produce emisiones.

    Según destaca AleaSoft, la propuesta de transición renovable del Plan muestra de manera muy explícita la necesidad que las energías renovables continúan teniendo de una tecnología de respaldo debido a su naturaleza intermitente: para retirar 15 GW de potencia convencional hace falta instalar 69 GW de potencia renovable. El borrador apuesta por mantener el gas como tecnología de respaldo manteniendo la potencia instalada de esta tecnología al menos hasta 2030. Pero el respaldo para la producción renovable intermitente también es abordado desde otros dos ángulos: el almacenamiento y las interconexiones.

    De cara al almacenamiento de energía, el Plan promoverá las centrales hidroeléctricas reversibles con 3,5 GW nuevos que permitan gestionar la producción renovable y, adicionalmente, puedan apoyar la regulación de las cuencas en condiciones de fenómenos extremos. También se contempla la instalación de hasta 2,5 GW de baterías escalonadamente a medida que la tecnología vaya madurando.
    En AleaSoft se echa en falta la mención del hidrógeno como herramienta de almacenamiento de grandes cantidades de energía durante largos periodos de tiempo, siendo capaz de contrarrestar la estacionalidad de gran parte de la producción renovable. En el Plan solamente se menciona el hidrógeno como combustible alternativo para el transporte.

    Por la parte de las interconexiones, el Plan contempla los proyectos ya planificados de aumento de las interconexiones con Francia hasta los 8000 MW y con Portugal hasta los 3000 MW. Aun con estos aumentos de la capacidad de intercambio, España no logrará ni un 10% de interconexión con respecto a su potencia instalada total y continuará lejos del objetivo mínimo del 15% de la Unión Europea.

    El borrador del Plan también tiene en cuenta el aumento de la eficiencia energética como herramienta imprescindible para la transición energética.

    Otros aspectos importantes que el borrador también tiene en cuenta son el autoconsumo y en general un papel más activo del consumidor. Con la aprobación del Plan se creará el agregador de demanda como nuevo sujeto del sector eléctrico para impulsar la participación de la demanda en los servicios de ajuste. Se promueve que la agregación de la demanda permita una mayor participación de la generación distribuida y el autoconsumo en los mercados de ajuste y de balance.

    El Presidente de la Fundación Renovables, Fernando Ferrando, defendió el día 24 ante la Ponencia encargada de las relaciones con el Consejo de Seguridad Nuclear en el Congreso de los Diputados el cierre programado de todas las centrales nucleares antes de 2024. En esta línea, trasladó a sus miembros su preocupación por la posibilidad de que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, que el Gobierno prevé enviar a Bruselas en los próximos días, posponga el cierre total de las centrales nucleares hasta el año 2035, lo que supondría alargar la vida útil de algunas de estas instalaciones más allá de los 40 años, posibilidad, citada por varios medios en los últimos días.

    Durante su comparecencia, convocada para el estudio del Informe de las actividades realizadas por el CSN durante el año 2017, tuvo la oportunidad de exponer las propuestas de la Fundación Renovables en torno a la cuestión nuclear y responder a los distintos planteamientos expuestos por los representantes de los Grupos Parlamentarios tras su intervención. Fernando Ferrando explicó que la Fundación Renovables propone el cierre programado de todas las centrales nucleares antes de 2024 porque son insostenibles, medioambientalmente no asumibles y no competitivas para la sociedad.

    La aportación nuclear -en torno a los 50 TWh- puede ser sustituida perfectamente por electricidad producida con las fuentes de energía renovables ya planificadas: las subastas celebradas en 2016 y 2017 (8.737 MW) y la propuesta del Gobierno de subastar 3.000 MW/año. En cualquier caso, desde la Fundación Renovables queremos manifestar que los objetivos del Gobierno -tanto en subastas como en autoconsumo y en electrificación de la demanda- son poco exigentes y que España debería tener un compromiso mayor no solo para alcanzar el desarrollo renovable deseado sino también para cumplir con los compromisos de la Unión Europea.

    Además, la Fundación Renovables apuesta por que la propuesta de cierre lleve implícita una auditoría técnica sobre el estado de la central y la definición de la fecha de cierre en función de la generación de residuos, criterios de seguridad y la viabilidad de su almacenamiento. A estos efectos, los propietarios tienen que asumir todos los elementos de coste en cuanto a cobertura de riesgos y a las dificultades de gestionabilidad, así como las inversiones necesarias para mantener el máximo grado de seguridad.

    La energía nuclear no debe formar parte del escenario energético deseable para España. Si lo es para el sector eléctrico es por que disfrutan de un régimen de funcionamiento y de no asunción de costes no equitativo con otras fuentes con las que deberían competir. En primer lugar, los riesgos que implica la radiactividad se incrementan a medida que envejecen las instalaciones. La vida media de las centrales en España va de los 31 años de Trillo a los 39 de Almaraz I. Mientras tanto, las inspecciones en centrales de países como Francia y Alemania han provocado el cierre de algunas de estas centrales o el abandono de esta tecnología.

    A todo ello hay que añadir la aparición de riesgos provocados por fenómenos naturales y por la amenaza de atentados terroristas frente a la cada vez mayor vulnerabilidad de los sistemas y la inoperancia de los organismos de control y supervisión, sin mencionar el problema de los residuos, cuya vida radiactiva es de tal magnitud que no permite su control y sí el traspaso a generaciones venideras.

    Por otra parte, la Fundación Renovables critica que la gestión y garantía del tratamiento de residuos actual esté enmarcada en el Plan General de Residuos Radioactivos elaborado y aprobado en 2006. Es difícilmente comprensible que este Plan no haya sido actualizado cuando desde 2006 se han producido sucesos de vital importancia como el desmantelamiento de Zorita, el accidente de Fukushima, el efecto de la bajada de tipos de interés por la crisis económica o la reducción de la demanda de electricidad, entre otros.

    El resultado es que el Tribunal de Cuentas en 2015 identificó un desfase no dotado por parte de las empresas propietarias de las centrales a ENRESA, encargada de gestionar el fondo para los desmantelamientos, de 1.500 millones de euros (M€). A finales de 2017 el monto disponible era de 5.326 M€, una cantidad claramente insuficiente para asumir los costes derivados de la gestión de residuos y el desmantelamiento que conlleva el cierre de las centrales. Esta situación conduce, tal y como señala la Ley 15/2012 de 27 de diciembre sobre medidas fiscales para la sostenibilidad energética (preámbulo, apartado III), a que estas cargas recaigan en la sociedad.

    La Fundación Renovables también ha denunciado la falta de control por parte de los organismos de supervisión -CSN, ENRESA, CNMV y CNMC-, cuya laxitud en el papel que desempeñan supone un elemento de riesgo adicional. Ha pedido que el funcionamiento de las centrales nucleares sea intervenido hasta que se cierren y que estos organismos controlen, además de su operación, su contabilidad analítica y financiera. Se trata de procurar que las cargas económicas que pudieran recaer en la sociedad no sean mayores de lo que debieran.

    La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha publicado los informes correspondientes a la novena liquidación provisional de 2018 (mes de septiembre) del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural. (Acceso a los informes al final de la nota de prensa). (Para conocer en qué consiste el régimen de liquidaciones del sector energético que gestiona la CNMC, consulta CNMCBlog).

    Sector eléctrico

    El desajuste provisional de ingresos registrado en la novena liquidación de 2018 fue de 1554,9 millones de euros, 680,2 millones de euros menos de lo previsto para esta liquidación. Esta reducción se debe, fundamentalmente, a la menor retribución adicional y específica de los Sistemas no peninsulares (-393,9 M€) y de la actividad de la distribución (-220,9 M€).

    Por otra parte, la demanda en consumo registrada en esta novena liquidación (167.541 GWh) es un 1,6% superior al valor promedio observado en años anteriores.

    Esta demanda en consumo declarada en esta novena liquidación representaría el 69,4% de la demanda prevista para el ejercicio 2018, valor superior al promedio registrado en el histórico de las liquidaciones de los ejercicios 2015 a 2017 (68,2%).

    Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, conforme al artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico que ha dado como resultado un Coeficiente de Cobertura[1] del 85,83% y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación.

    Energías renovables

    Se han liquidado 63.622 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en el ejercicio 2018 (desde el 1 de enero hasta el 30 de septiembre de 2018), asciende a 5.414,5 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente)

    Como consecuencia de los citados desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el mencionado Coeficiente de Cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 614,026 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente).

    La liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado asciende a 55,211 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. En la fecha de cierre de la liquidación 9/2018 se habían recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la Liquidación 9/2018 asciende a 6,177 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente.

    Sector gasista

    El total de ingresos liquidables declarados por las empresas al sistema liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ha sido de 2.012 millones de euros. Esta cantidad es un 5,8% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior debido al incremento de los ingresos por peaje de transporte-distribución.

    Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la Orden ETU/1283/2017 por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del AS Castor afectada por la Sentencia del TC nº 152/2017. En esta novena liquidación del ejercicio, la retribución total acreditada a las empresas es de 2.122 millones de euros, que es un 0,3% superior a la del año anterior

    El déficit en términos de caja fue de 326 millones de euros frente a un déficit de 396 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 17,8%. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación se ha calculado un índice de cobertura del 84,7% de la retribución acreditada.

    La demanda nacional de gas en 2018 facturada hasta el 30 de septiembre ha sido de 227,1 TWh incluida carga de cisternas desde plantas (7,8TWh). Esta cantidad es 6,6TWh superior a la del mismo periodo de 2017, lo que supone un incremento del 3,0%.

    Por otra parte, el número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 30 de septiembre de 2018 ha ascendido a 7,88 millones, con un aumento interanual de 103.366 consumidores (+1,3%), de los que 1,59 millones se suministran con tarifa de último recurso.

    COMEVAL
    ELT
    COFAST-PASCH
    AERZEN
    IMASA