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Ayer se clausuró el VI Foro Solar de la UNEF que se desarrolló a fianles de octubre en Madrid y que tuvo como lema “La fotovoltaica como elemento principal del modelo energético”. Desde AleaSoft, que participó y patrocinó el evento, enviamos nuestra felicitación a la UNEF por la organización del evento y por la labor que desempeñan cada día para potenciar el desarrollo del sector fotovoltaico en España.

La coyuntura actual, en que la Revolución Fotovoltaica es cada vez más palpable, ahora que la fotovoltaica está tomando impulso y su potencia instalada en España ha aumentado en lo que va de año, hasta septiembre de 2019, un 33% según los datos publicados por REE, así como las buenas perspectivas para los próximos años, han marcado el carácter general del evento y en particular de los distintos debates que se realizaron durante los dos días.

Antonio Delgado Rigal, Director General de AleaSoft, participó en la mesa “Alternativas de desarrollo de una planta fotovoltaica: Elementos clave en la toma de decisiones”, en la que tuvo la oportunidad de dar su punto de vista sobre un tema tan importante en el contexto actual de la industria fotovoltaica.

En la mesa se resaltó la importancia de tener una visión de futuro para el desarrollo de una planta fotovoltaica. Sobre este aspecto Antonio comentó que AleaSoft lleva 20 años haciendo previsiones basadas en Inteligencia Artificial para las 20 empresas más importantes del sector eléctrico español y contribuyendo a la digitalización de las mismas, y que estas empresas demuestran su satisfacción renovando consecutivamente cada año la confianza en la consultora española.

Según Antonio, para el desarrollo de una planta solar y la toma de decisiones se deben tener en consideración cuatro puntos: información, previsiones, probabilidades y optimización.

En cuanto a la información, se debe tener en cuenta la historia, lo que está pasando en España y en el resto de Europa en el mercado eléctrico, en las subastas de renovables realizadas y las futuras, en la economía, así como su incidencia en la demanda eléctrica, en los mercados de combustibles, etc.

Las previsiones son imprescindibles para la toma de decisiones. Por ejemplo, las previsiones a corto plazo son una referencia para la participación en el Mercado Diario, Intradiarios, Banda de Regulación Secundaria y Desvíos, las previsiones a medio plazo son útiles como referencia para la participación en los mercados de futuros y para las coberturas de riesgos, y las previsiones a largo plazo son un input fundamental para los PPA y para cualquier plan de inversión a largo plazo.

También es importante la gestión de la incertidumbre aportando probabilidades de la previsión. Preguntas como ¿qué probabilidad hay de que en 2025 el precio sea menor que 20 €/MWh o mayor que 50 €/MWh? son cruciales para la toma de decisiones. Las probabilidades de la previsión se calculan teniendo en cuenta distintos escenarios de las variables que inciden sobre el precio del mercado: precio de los combustibles y de los derechos de emisión de CO2, producción hidroeléctrica, nuclear, solar, eólica, etc.

Previsión probabilística del precio del mercado MIBEL generada por AleaSoft a mediados del 2017.
El cuarto punto al que se refería Antonio, la optimización, se trata de analizar cómo combinar de forma óptima las opciones de explotación de la planta teniendo en cuenta la información, las previsiones y sus probabilidades. Esto se puede hacer combinando con baterías, produciendo hidrógeno, usando distintos mecanismos para la venta de la energía, por ejemplo, un 40% mediante PPA y un 60% a mercado, etc.

Las previsiones de precios del mercado eléctrico deben ser científicas y coherentes. Los modelos deben captar el equilibrio del mercado en el pasado y propagarlo hacia el futuro. Según Antonio, el equilibrio del mercado seguirá existiendo mientras exista el mercado marginalista, que permanecerá al menos 20 años más. La metodología de AleaSoft, con una calidad probada durante 20 años, combina Redes Neuronales, modelos SARIMA y regresión. Además, las previsiones que ofrece la empresa dependen de unas 15 variables explicativas. En resumen, las previsiones de AleaSoft están basadas en el equilibrio del mercado, un modelo científico y las variables explicativas para cuantificar probabilísticamente el precio en los distintos horizontes. También se tienen en cuenta situaciones nuevas que pueden ocurrir en el futuro de las cuales no se tiene historia.

Otro tema que se debatió en la mesa fue la conveniencia o no de utilizar subastas de renovables para financiar los nuevos proyectos. Para Antonio el mercado es fundamental. Si no hubiera subastas el mercado funcionaría mejor. Las subastas pueden ser importantes en las islas o en otras situaciones puntuales. Si un generador fotovoltaico necesita garantizar un precio a futuro puede buscar un offtaker y firmar un contrato PPA a largo plazo.

Joan Groizard Dtor General del IDAE, Antonio Martos de Europa Press, Jon Asín CEO de BeePlanet Factory, Arturo Pérez de Lucia Director General de AEDIVE, Carmen Becerril Presidenta de AMENER, Paloma Martín, Consejera de Medio Ambiente, Sostenibilidad y Ordenación del Territorio de la Comunidad de Madrid, Enrique Fernandez Consejero de Industria del Principado de Asturias y Adriano Mones Presidente de AEDIVE.

La empresa BeePlanet Factory y la Asociación Española de Mujeres de la Energía, Aemener, han recibido los premios a la Innovación y a la Institución que otorgó ayer la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso de la Movilidad Eléctrica, AEDIVE, que también otorgó el premio a la Comunicación al periodista Carlos Drake, jefe de Empresas y Motor de la Sección de Economía de Europa Press.

La empresa navarra BeePlanet Factory obtuvo el premio a la Innovación por su desarrollo de productos de almacenamiento energético con baterías de segunda vida de vehículos eléctricos. El premio lo recogió Jon Asin, CEO de la compañía, quien recibió el galardón de manos del Consejero de Industria del Principado de Asturias, Enrique Fernández.

El premio a la Institución lo recibió la Asociación Española de Mujeres de la Energía, Aemener, por contribuir a mejorar el conocimiento de los consumidores sobre el sector energético y fomentar el compromiso con el consumo eficiente y el uso de las tecnologías sostenibles, teniendo como foco el papel fundamental de la mujer en las decisiones y la educación de las nuevas generaciones.
Su presidenta, Carmen Becerril, recibió el galardón de manos de Paloma Martín, Consejera de Medio Ambiente, Sostenibilidad y Ordenación del Territorio de la Comunidad de Madrid.
Finalmente, el periodista Carlos Drake no pudo recibir el premio personalmente, ya que se encuentra en Tokio en estas fechas, por lo que su compañero en EP, Antonio Martos, recogió en su nombre el galardón de manos del Director General del IDAE, Joan Groizard.

La cena del sector y los premios Aedive – Santiago Losada se celebraron en el marco del V Congreso europeo de Movilidad Eléctrica que ha organizado la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso del vehículo eléctrico, AEDIVE, a finales de octubre en Madrid.

La V Edición del Congreso Europeo del Vehículo Eléctrico ha contado con el apoyo de empresas patrocinadoras principales como Iberdrola junto con Alsa, Alstom, Bosch, Circontrol, Circutor, EDP, Efibat, Grupo Etra, EVBox, Faen, Hi!Mobility, Nexvia, Phoenix Contact, PSA Group, Repsol, Siemens y Smart.

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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.

    AERZEN
    COMEVAL