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El Grupo Red Eléctrica, a través de su filial Red Eléctrica de España, invertirá un total de 3.221 M€ para hacer posible la transición energética en todo el territorio español mediante el desarrollo de la red de transporte de alta tensión y la operación del sistema eléctrico. Esta cifra supone la mitad (53%) de la inversión total de 6.000 M€ que la compañía prevé llevar a cabo en los próximos años dentro de su nuevo Plan Estratégico 2018-2022 y centra en gran medida sus esfuerzos en la integración de renovables.

De los más de 3.000 M€ destinados a la transición energética, 1.538 M€ se centrarán en la incorporación de energías limpias (el 47%), 908 M€ reforzarán la fiabilidad de las redes de transporte y la seguridad del suministro, 434 M€ se destinarán a ampliar las herramientas tecnológicas y digitales, 215 M€ para impulsar los proyectos de almacenamiento y 54 M€ a sistemas de control de la energía.

Ambos, el transportista y el operador del sistema, trabajan para dar respuesta a las necesidades de la transición energética dotando al sistema de más inteligencia para garantizar la seguridad y calidad del suministro con una mayor proporción de generación variable, ser capaz de gestionar un sistema cada vez más complejo e integrar un mayor número de recursos distribuidos.

En lo que se refiere al desarrollo y fortalecimiento de la red de transporte, la hoja de ruta para 2019 en adelante está plagada de proyectos, muchos de los cuales ya se encuentran en fase de ejecución. Muchos de ellos son decisivos para alcanzar los objetivos de la Unión Europea en materia de política energética y medioambiental: por ejemplo, la interconexión con Francia por el Golfo de Bizkaia para avanzar en el cumplimiento del objetivo de conectividad con el país galo, hasta alcanzar un ratio de interconexión 10%, o innumerables proyectos diseminados por todo el territorio para integrar nueva generación renovable que contribuirá a alcanzar el objetivo de 32% de energía libre de carbono para 2030.

El año 2018 ha estado lleno de proyectos encaminados a facilitar la transición energética. En este sentido y con ese objetivo en mente, la inversión total de la compañía en el desarrollo de la red de transporte en los últimos doce meses ha ascendido a 378,2 millones de euros.

En este ejercicio se han llevado a cabo algunos proyectos especialmente relevantes:

El Plan Eólico de Canarias. Ha consistido en el desarrollo de la red de transporte para dotarla de los puntos de conexión y la capacidad suficiente para evacuar la nueva generación eólica.
El Eje Arenal – Cala Blava – Llucmajor (Mallorca) cuyo objetivo es mejorar el apoyo a la distribución eléctrica en el centro de la isla de Mallorca y facilitar la integración de renovables.
La línea San Miguel de Salinas – Torrevieja (Alicante). Este proyecto permite la alimentación a Torrevieja, el apoyo a la red de distribución y el aumento de seguridad de suministro.
El eje Cañuelo – Pinar (Cádiz). Supone un apoyo a la red de distribución para la elevada demanda del Puerto de Algeciras y del Campo de Gibraltar.
La subestación La Farga 400/220 kV y líneas de entrada y salida asociadas (Girona). Refuerza la red de 220 kV mediante la conexión a la red de 400 kV para garantizar la seguridad del suministro y apoya a la red de distribución en la provincia de Girona.
El eje Arbillera (Zamora). Esta actuación está diseñada para alimentar el Tren de Alta Velocidad en el tramo Zamora – Ourense.
La entrada y salida de la subestación de Moncayo (Soria) facilita la evacuación de la generación renovable instalada en la zona y refuerza la garantía de suministro en la provincia de Soria.

Este año arroja también otros datos significativos que reflejan los esfuerzos que se están llevando a cabo para hacer realidad la transición y, en particular, la integración de renovables por todo el territorio. Así, la generación eléctrica peninsular sin emisiones de CO2 alcanzó una cuota del 62,5%, frente al 57% registrado en 2017, lo que supone un incremento de 5,5 puntos porcentuales. Este avance de la generación limpia se tradujo en un 15% menos de emisiones: se ha pasado de 63,8 millones de toneladas en 2017 a 54,2 millones de toneladas en 2018. Por lo que se refiere a los ciclos combinados y el carbón, éstos han disminuido su cuota en el mix eléctrico con respecto al año anterior en un 22% y 18%, respectivamente.

La energía nuclear (20,6%) sigue ocupando la primera posición en el mix de generación, pero en 2018 ha estado seguida de cerca por la energía eólica (19%). En su conjunto, la generación renovable peninsular ha pasado del 33,7% al 40,1%, lo que representa un incremento de 6,4 puntos porcentuales. En el conjunto de las renovables, la eólica tuvo un peso del 49 %, la hidráulica, del 34%, la solar, del 11%, y el resto de tecnologías representaron un 5%.Todos estos datos se extraen del Avance del informe del sistema eléctrico español 2018 presentado por Red Eléctrica.

Los cinco pilares del Plan Estratégico 2018-2022

Facilitar la transición energética es sólo el primero de los pilares del nuevo Plan Estratégico del Grupo Red Eléctrica. Si bien la compañía está centrada especialmente en este ámbito, en línea con su papel fundamental como operador y transportista del sistema eléctrico, hay otras líneas que también está desarrollando: ampliar el negocio de las telecomunicaciones para convertirse en operador global de infraestructuras de carácter estratégico; expandir su actividad internacional en el ámbito eléctrico y en el de las telecomunicaciones; ser un referente en innovación tecnológica en el entorno de su actividad; y fortalecer su eficiencia operativa y su disciplina financiera.

Para todo ello la compañía invertirá un total de 6.000 M€ en cinco años, planteando un modelo de negocio equilibrado entre las actividades reguladas y las operaciones sujetas al riesgo del mercado y diversificando los negocios de manera controlada, favoreciendo la expansión de las operaciones tanto en España como en el ámbito internacional. Además, se dotará de estructura empresarial al Grupo y se reforzarán los recursos de sus distintas filiales.

Este nuevo Plan Estratégico es la respuesta de la empresa a los desafíos que plantea la transformación del modelo productivo, marcado por la disrupción tecnológica y la sostenibilidad. La electricidad, las telecomunicaciones y el talento se constituyen hoy en día como las nuevas materias primas del desarrollo económico y son también las señas de identidad de la nueva estrategia de Red Eléctrica.

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La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha publicado el informe sobre el estado actual de la deuda del sistema eléctrico español y sus previsiones futuras (INF/DE/024/19). La deuda del sistema eléctrico se ha reducido hasta los 18.851 M€ a 31 de diciembre de 2018, lo que supone una reducción de 2.143 M€ (un 10% menos) respecto a 2017 (20.994 M€).

Actualmente, existen cuatro categorías de derecho de cobro asociados a la deuda del sistema eléctrico: el Déficit 2005, los derechos de cobro de los adjudicatarios de la 2ª subasta del Déficit ex ante, los derechos de cobro del Déficit 2013 y los derechos de cobro del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE). El derecho de cobro asociado a FADE representa casi el 82% del importe total pendiente de cobro, seguido del derecho de cobro del Déficit 2013, con un 13%.

En cuanto a los derechos de cobro del sistema eléctrico a 31 de diciembre de 2018, el 81,7% correspondía a FADE y el 13,1%, a las entidades financieras que adquirieron los derechos de cobro del Déficit 2013. El 5,2% restante está en manos de vehículos de titulización extranjeros, a través de los cuales se han titulizado los derechos de cobro del Déficit 2005 y del Déficit Ex Ante.

El coste medio ponderado de la deuda del sistema eléctrico en 2019, con los datos disponibles a 31 de diciembre de 2018, es del 2,562%, lo que implica un descenso de 66,6 puntos básicos con respecto al ejercicio de 2018.

El coste de la anualidad correspondiente a 2018 de la deuda del sistema eléctrico asciende a 2.738 millones de euros, un 2,81% inferior a la anualidad total satisfecha en 2017 (2.818 M€). Durante los años 2017 y 2018, la anualidad correspondiente a FADE ha representado un 76% de la anualidad total satisfecha a los titulares de los derechos de cobro.

Por otra parte, de acuerdo con el análisis realizado, se estima que la deuda del sistema eléctrico se termine de pagar en 2028. Adicionalmente, se estima que la anualidad de la deuda tendrá reducciones significativas en 2021 y anualmente de 2026 a 2028.

Utilización del superávit acumulado

En el año 2014, el sistema eléctrico registró un superávit de 550 M€, después de 14 ejercicios consecutivos generando déficits anuales. Desde entonces, en los sucesivos ejercicios se han generado superávits: 2015 (469 M€), 2016 (422 M€), y 2017 (150 M€). Hasta la fecha, el superávit acumulado asciende a 1.591 M€.

De acuerdo con la la Ley 3/2017, diversas órdenes ministeriales han determinado que parte del superávit acumulado en estos años se destinara a financiar las cantidades abonadas por varias sociedades en concepto de bono social, tras diversas sentencias anulatorias del Tribunal Supremo. Concretamente, los importes de los ejercicios 2014, 2015 y 2016 por un total de 518,5 M€.

Igualmente, de acuerdo con lo establecido en la Ley 3/2017 y la Ley 6/2018, se han dedicado 120 millones de euros para ayudas a la inversión en instalaciones de producción de energía a partir de fuentes renovables en territorios no peninsulares, mediante la transferencia de 60 M€ al presupuesto del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) con efectos del año 2017, y otros 60 M€ con efectos del año 2018.

De esta forma, del importe del superávit generado, se ha aplicado un total de 638,5 M€. En consecuencia, existe un saldo de 952,5 M€ en la cuenta específica donde está depositado el superávit más los intereses generados.

El Ministerio para la Transición Ecológica, tras aprobación en Consejo de Ministros, ha anunciado hace escasos días los inicios de tramitación de anteproyecto de ley para las nuevas tasas de retribución financiera aplicables a las distintas actividades con retribución regulada del sistema eléctrico para el periodo 2020-2025. El anteproyecto de ley estima retribuir a las instalaciones de energía renovable en el próximo periodo regulatorio que abarca de 2020 a 2015 un 7,09%, una cifra inferior a la retribución actual

Además, con el objeto de garantizar un marco retributivo estable, el anteproyecto plantea además que la tasa de retribución que tienen reconocida en la actualidad no pueda modificarse hasta 2031 en el caso de las instalaciones de energía renovable, cogeneración y residuos con derecho a retribución primada con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-Ley 9/2013, cuya aplicación ha generado litigios y arbitrios donde España ha sido penalizada. En el actual periodo regulatorio la cifra ha sido del 7,503%, excepto para las instalaciones anteriores al Real Decreto-ley 9/2013, que tienen una tasa de retribución del 7,389%.

El sector fotovoltaico representado por UNEF, considera un paso vital para la industria fotovoltaica la fijación estable de la retribución financiera a la producción de energía solar fotovoltaica para recuperar la imagen de país estable que protege la seguridad jurídica de un mercado que necesita atraer 30.000 millones de euros de inversión para financiar la transición energética”, comenta Jorge Barredo, Presidente de UNEF.

La fijación de la retribución financiera en un 7,09% se acerca a las demandas realizadas por el sector y con esta medida, esperamos que se ponga fin al marco cambiante y a la incertidumbre jurídica institucionalizada y se defina una retribución sin alteraciones durante la vida regulatoria de las plantas fotovoltaicas”, añade Jorge Barredo, Presidente de UNEF.

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Red Eléctrica de España invertirá dos millones de euros en su programa de innovación Grid2030, una iniciativa que puso en marcha hace un año y que busca promover el desarrollo de propuestas tecnológicas aplicadas a la operación del sistema y a la red de transporte.

El objetivo es identificar y desarrollar proyectos que den respuesta a los grandes retos a los que se enfrenta actualmente el sistema eléctrico, promoviendo el desarrollo de soluciones técnicas disruptivas capaces de acelerar la transición energética.

El programa, abierto a emprendedores e innovadores de entidades públicas y privadas, universidades, centros de investigación, y empresas de todo el mundo, cuenta ya, en su primera convocatoria, con dos consorcios ganadores, que tendrán el respaldo y la financiación de Red Eléctrica con alrededor de un millón de euros.

Con este motivo, la compañía celebró la semana pasada un acto en Madrid en el que participó el ministro de Ciencia, Innovación y Universidades, Pedro Duque, y el presidente de Red Eléctrica, Jordi Sevilla. Durante la jornada se presentaron los dos proyectos seleccionados y se lanzaron dos nuevos retos para la segunda convocatoria, que serán financiados igualmente con un millón de euros.

Durante su intervención, Pedro Duque destacó que España es líder en el actual programa europeo Horizonte2020 en el ámbito de la energía, que incluye proyectos de eficiencia energética, smart cities, gestión de residuos y economía circular, entre otros. Duque también señaló que para mantener este liderazgo se necesitan industrias punteras en ingeniería y energía, y compañías como Red Eléctrica, que apuesten por el I+D+i.

Por su parte, el presidente de Red Eléctrica, Jordi Sevilla, manifestó que esta compañía tiene la innovación en su ADN, no sólo porque desde su creación en 1985 se convirtió en el primer TSO de Europa sino porque cada año destina más de 10 millones de euros a actividades de innovación relacionadas con la tecnología eléctrica y su digitalización. Además, la empresa cuenta en la actualidad con un centro de control de renovables pionero a nivel mundial.

Proyectos finalistas

En la primera convocatoria, centrada en promover soluciones destinadas a acelerar la implantación de la electrónica de potencia en el sistema eléctrico y en desarrollar nuevos recursos para dotarlo de flexibilidad, se presentaron 79 propuestas provenientes de 10 países diferentes: España, Portugal, Francia, Holanda, Noruega, Suecia, Irlanda, Dinamarca, Colombia (en consorcio europeo) y Polonia.

Finalmente, tras un intenso proceso de evaluación, dos han sido los proyectos seleccionados:

Flexible Smart Transformer (FST) del Centro tecnológico CIRCE/ EFACEC Alta Tensión (España/Portugal). FST consiste en el diseño, desarrollo y pruebas de un nuevo dispositivo de electrónica de potencia basado en semiconductores de carburo de silicio, con múltiples posibles aplicaciones como transformador y conversor de corriente alterna a continua y viceversa, con control activo y nuevas funcionalidades.

Reduced Inertia Transient Stability Enhancement (RITSE) del Instituto IMDEA/SUPERGRID (España/Francia). RITSE consiste en dos sistemas de control complementarios y coordinados para mejorar la estabilidad transitoria en los sistemas eléctricos: DVAC (Diynamic Virtual Admittance Control), con enlaces HVDC; y BATTERTIA (Battery Grid Interface for Improved Transiet Stability), con baterías.

La segunda convocatoria, que comienzó el día 5, se centra en dos nuevos retos: mejorar el conocimiento del estado físico de las infraestructuras de transporte de electricidad e identificar nuevas tecnologías y servicios digitales para la transición energética, lo que incluye el desarrollo de nuevos servicios para el TSO y medidas para incrementar la eficiencia de su gestión.

El plazo de solicitudes queda abierto hasta el 13 de febrero de 2019 y está previsto celebrar dos talleres de trabajo entre los meses de abril y mayo, de forma que en junio se lleve a cabo la selección y en el cuarto trimestre del año den comienzo los proyectos.

Tanto la estructura del programa como los retos tecnológicos han sido definidos conjuntamente con InnoEnergy, entidad que promueve la innovación en energía sostenible en Europa y que aporta su experiencia en la gestión de programas de apoyo a la innovación y en la transformación de los resultados de estos proyectos en productos y servicios.

Con el programa Grid2030, Red Eléctrica e InnoEnergy se asocian para explorar innovaciones socioeconómicas y técnicas relacionadas con la operación y el transporte de energía eléctrica y apoyar el desarrollo y temprana comercialización de aplicaciones basadas en tecnología punta, acelerando su despliegue y maduración a través de la participación de empresas e industrias.

Red Eléctrica responde con esta iniciativa a su estrategia de innovación, cuyo objetivo es alcanzar una posición de referencia internacional en este ámbito, anticipando el futuro de los sistemas eléctricos y acelerando el desarrollo de soluciones tecnológicas que puedan suponer un elevado impacto en la actividad de la compañía y mejoras para sus grupos de interés y para la sociedad en su conjunto.

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Acciona ha revalidado un año más su posición como la compañía de generación eléctrica más “verde” del mundo, que viene ocupando desde 2015 en el ránking “New Energy Top 100 Green Utilities” elaborado anualmente por Energy Intelligence, consultora independiente especializada en los mercados energéticos.

El ranking, que acaba de ser publicado en su séptima edición, selecciona cien de las mayores compañías de producción de electricidad en el mundo y las clasifica en función de sus emisiones de CO2 y su capacidad instalada en tecnologías renovables (hidroeléctrica excluida), para determinar su grado de implicación en la transición a un sistema eléctrico bajo en carbono.

Acciona sigue siendo el primer operador que trabaja exclusivamente en tecnologías renovables (pure player) en ocupar el liderazgo mundial en la clasificación elaborada por la firma estadounidense. En su informe, Energy Intelligence destaca el papel creciente que empresas especializadas en renovables como ACCIONA juegan en el conseguir un sistema energético cada vez más limpio a nivel global.

Las 100 compañías que integran el ranking suman 3.370 gigavatios (GW) y representan aproximadamente el 50% de la capacidad de generación eléctrica a nivel global. La presencia europea en el top-10 es mayoritaria, con cinco compañías entre las diez primeras, junto con tres chinas y dos estadounidenses. Tras Acciona, figuran como “utilities” más verdes China General Nuclear, Iberdrola (ES), E.On (AL), NextEra Energy (US), Invenergy (US), EDP (Portugal), China Energy Investment, Orsted (DK) y State Power Investment (Ch).

El análisis del Top 100 Green Utilities de Energy Intelligence arroja además, entre otras conclusiones, que las compañías integrantes del mismo situaron sus emisiones de CO2 por debajo de 500 kg/MWh el pasado año (495 kg/MWh exactamente, frente a 565 kg/MWh en 2011).

Subraya también que en los siete años de vigencia del estudio, la potencia renovable no hidráulica representada en el ránking casi se ha triplicado, hasta los 299 GW (116 GW en 2011). En este sentido, destaca el papel jugado por las eléctricas europeas como las que han experimentado una mayor transformación en sus activos de generación, al agregar un total de 35 GW eólicos y solares en dicho período y desinvertido en casi 90 GW de activos fósiles.

Siemens ha suministrado a Red Eléctrica de España (REE) su tecnología GIS para la puesta en servicio de la nueva subestación Callejones (Lanzarote). Este proyecto, situado en el municipio de San Bartolomé, tiene como objetivo reforzar la red de transporte de la isla, mejorar la seguridad de suministro del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura y es una apuesta clave por las energías renovables.

La subestación GIS, ya en servicio gracias a la división Energy Management de Siemens, cuenta con una tensión de servicio de 66 kV, un tipo de celda 8DN8-5 con configuración de doble barra y un número de celda con 6 interruptores (3 de línea, 2 de transformador y uno de acoplamiento y medida en barras).
Una característica fundamental de las subestaciones blindadas y aisladas por gas (GIS) de Siemens es el alto grado de versatilidad y fiabilidad que ofrece su sistema modular, así como la experiencia de la compañía con este tipo de tecnología. Dependiendo de las necesidades, cada subestación se compone de un número determinado de celdas, adaptándose a las más diversas configuraciones. En España, Siemens cuenta con celdas blindadas en diferentes niveles de tensión: 400 kV, 220 kV, 132 kV y 66 kV.

Este proyecto se enmarca dentro del plan de inversiones de Red Eléctrica de España para contribuir al cambio de modelo energético en las islas con el fin de garantizar un suministro eléctrico más seguro, eficiente y sostenible en estos sistemas, donde Siemens también ha apoyado y colaborado en la ejecución de diferentes subestaciones instaladas.

La subestación Callejones, con la más moderna y fiable tecnología

La subestación Callejones, proyectada con la más moderna y fiable tecnología, se ubica en el interior de un edificio y para su conexión a la red se han construido también las líneas de conexión de doble circuito con la subestación de San Bartolomé de 66 kV y con la línea Punta Grande-Mácher, también de 66 kV.

La instalación permitirá la evacuación del contingente eólico previsto en Lanzarote de 27,6 megavatios –de los cuales, 9,2 ya están conectados y evacuando- y pone de manifiesto la firme voluntad de cumplir en tiempo y forma con sus compromisos de Red Eléctrica de España para la puesta en marcha del Plan Eólico Canario.

Con un sistema eléctrico, prácticamente 100% renovable, Uruguay se planta hacia el futuro mirando las oportunidades que la vertiginosa carrera tecnológica le ofrece para liberarse definitivamente de la pesada carga económica y ambiental del petróleo. Uruguay alcanzó a finales de 2017 la cifra clave de más de 1.500 MW de potencia eólica instalada, superando con creces el objetivo marcado para el país en el documento de Política Energética 2005-2030. Este valor representa, ni más ni menos, que el 75% del pico máximo de consumo del sistema eléctrico uruguayo. Pero la generación eólica no está sola, la generación renovable en su conjunto (eólica, solar, hidroeléctrica y biomasa) representó en 2017 un 98% de la electricidad generada en el país.

En este contexto, AUDEE ha celebrado su IV Congreso Latinoamericano de Energía Eólica (y Otras Energías Renovables), que contó con la participación de representantes gubernamentales, responsables de asociaciones de renovables de toda Latinoamérica y expertos de la industria renovable. No sólo la energía eólica, sino la fotovoltaica, el almacenamiento energético, las redes inteligentes y la movilidad eléctrica, fueron temas a debate del Congreso.

Las sinergias de todas estas tecnologías han conducido a AUDEE a identificar como clave atender a otras realidades y tecnologías, que contribuirán al desarrollo futuro de la energía. Es por eso que sobre la base de su exitosa trayectoria, como asociación especializada en el sector eólico, AUDEE ha evolucionado para acoger todas las actividades de generación de energías renovables y tecnologías de sostenibilidad, convirtiéndose en AUDER (Asociación Uruguaya de Energías Renovables), enfocándose en: energía solar, biomasa, movilidad eléctrica, almacenamiento de energía, redes inteligentes y generación distribuida, entre otras.

Como complemente perfecto a esta nueva realidad de la asociación, la próxima edición del Congreso será convocada como Congreso de Energías Renovables.

El IV Congreso Latinoamericano de Energía Eólica (y Otras Energías Renovables) se celebró en un momento clave para reunir a las asociaciones y cámaras de energías renovables de la región. Son conocidos los dispares procesos que han sufrido las energías renovables en cada país latinoamericano, pero lo que es común es como los entes reguladores han encontrado los procedimientos eficientes para realizar subastas exitosas, particularmente en los últimos tres años, para obtener precios tan competitivos entre 20 a 50 U$D para proyectos tanto eólicos como fotovoltaicos en Chile, Argentina, Brasil, Perú y México.

En todos estos países las asociaciones y cámaras de energías renovables han cumplido un importante papel como interlocutor con los entes reguladores, y como facilitador, advirtiendo con suficiente anticipación los riesgos que conllevan estos procesos un tanto explosivos, donde decenas de proyectos son aprobados al mismo tiempo. La obras de trasmisión, la logística, la financiación, los permisos, todo debe llegar a tiempo para cumplir los plazos de los proyectos.

En energía eólica, las diferentes ponencias y paneles permitieron poner de manifiesto que la generación eólica ha representado en lo que va de 2018 más del 40% de la producción de energía eléctrica en Uruguay, con aproximadamente 750 aerogeneradores en producción. La industria eólica, es hoy una industria madura en el país, lo que confirma la idoneidad de los dos paneles que trataron sobre operación y mantenimiento de parques eólicos, uno específico para mantenimiento de palas y otro para presentaciones empresariales.

La innovación también fue protagonista del congreso, por ejemplo, la innovación en fotovoltaica, con la presentación de las últimas tendencias en módulos fotovoltaicos, un excelente panel sobre la tecnología blockchain aplicada al mercado eléctrico. Y otros temas de máxima actualidad como las criptomonedas basadas en la producción de energía eléctrica y por qué no transacciones inteligentes P2P, en la era de la autoproducción, las baterías, y las redes inteligentes y resilientes

La movilidad eléctrica también tuvo su espacio en el congreso. Uruguay ya cuenta sobre la costa del Río de la Plata y el Océano Atlántico, que es la región más poblada y turística del país, con una red de puntos de recarga para vehículos eléctricos cada 60 km. En el futuro próximo habrán puntos de recarga en todas las capitales departamentales.

En el panel de cierre del congreso quedó patente que las empresas públicas uruguayas se preparan para el futuro: por primera vez los presidentes de la empresa eléctrica y de la petrolera, ambas estatales, dialogaron sobre el futuro de ambas empresas, que en una perspectiva de apenas 10 años se enfrentarán a una realidad con la movilidad eléctrica tomando segmentos importantes del mercado.

Estación hidroeléctrica (Créditos: Ian Brodievisitrjukan)

Noruega es el mayor productor de energía hidroeléctrica de Europa, ha logrado implementar un sistema eléctrico único que se alimenta casi en un 100% de fuentes renovables.

La energía hidroeléctrica

Los fiordos noruegos y la energía obtenida de la fuerza del agua fue lo que inició a Noruega en temas de energía limpia a finales del Siglo XIX. Esta abundante fuente de energía es la razón principal por la que Noruega cuenta con una posición líder mundial en las industrias que precisan de grandes cantidades de energía, como la producción de aluminio y fertilizantes, ya que se ha convertido en la base para la industria, el desarrollo de su sociedad y crecimiento económico.

Gracias a su volumen de generación hidroeléctrica logra cubrir en la actualidad el 98% de su demanda eléctrica con energía limpia (96% hidroeléctrica y 2% eólica y biomasa). En 2014 firmó un acuerdo con Reino Unido para construir la conexión eléctrica submarina más grande del mundo que le permitirá exportar el exceso de producción.

El desarrollo de otras tecnologías renovables como la eólica y solar no se queda atrás, ya que Noruega planea la apertura del mayor parque eólico del país en la zona de Rogaland en 2019, que tendrá una capacidad combinada de 294 MW y producirá anualmente cerca de 1 TWh, lo que equivale al consumo anual de aproximadamente 50.000 hogares.

Un objetivo, reducir sus emisiones en 2030

Noruega está comprometida en la lucha contra el cambio climático, así lo demuestra acogiéndose a los Objetivos de Desarrollo Sostenible. Por este motivo se ha fijado como propósito para 2030 reducir al menos el 40% de sus emisiones en comparación con los niveles de 1990. El país, que firmó y ratificó el Protocolo de Kioto en 2008, redujo sus emisiones en un 9% entre 1990 y 2012, y tiene previsto ir aún más lejos disminuyendo hasta un 30% de aquí a 2030 y consiguiendo la neutralidad carbónica al anular el 100% de emisiones de aquí a 2050.

La energía hidroeléctrica ha convertido a Noruega en uno de los países más electrificados del mundo lo que facilita también la electrificación del transporte. El país escandinavo es considerado un verdadero referente a nivel mundial en e-movilidad. En 2017 las ventas de coches eléctricos e híbridos alcanzaron más de la mitad de las matriculaciones que se realizaron en el país y la mayoría de su transporte público y de mercancías que circula por sus ciudades es también eléctrico. Su objetivo es que en 2025 todos los coches sean cero emisiones. Además, han comenzado a electrificar la industria naviera mediante la introducción de transbordadores y cruceros eléctricos.

Es también el primer país que se ha propuesto abandonar el gas como fuente para calefacción a partir de 2020. Con esta medida dejaría de emitir 340.000 toneladas anuales de gases de efecto invernadero.

La clave de su éxito, el modelo noruego

Noruega ha logrado crear una cultura empresarial que trabaja de manera sostenible con la biosfera, sabe tratar y gestionar sus recursos naturales de forma respetuosa para lograr un equilibrio que le permita mantener su modelo de negocio y, a la vez, proteger su flora y fauna marina en todos sus niveles, incluyendo su modelo eléctrico.

El modelo noruego que conocemos a día de hoy nació con Norsk Hydro, empresa de fertilizantes que requería una gran cantidad de electricidad para producir, por lo que se construyó una planta hidroeléctrica que suministraría a la empresa la energía necesaria. Siguiendo este modelo surgieron empresas como Yara, Hydro y Equinor, hasta llegar a Statkraft, uno de los líderes mundiales en energías renovables.

Estructura de generación eléctrica de julio del 2018

El sistema eléctrico español finalizó el mes de julio con un saldo importador que asciende a 1.888 GWh en intercambios internacionales de energía eléctrica, el mayor registro mensual desde 1990, según datos provisionales de Red Eléctrica de España.

En los siete primeros meses del 2018, el saldo de interconexiones internacionales también es de signo importador y asciende a 7.926 GWh, un 24,7% más que en el mismo periodo del año anterior. Esta cifra representa el 86,4% de las importaciones de todo el 2017.

El incremento del saldo importador registrado hasta julio es consecuencia, fundamentalmente, del aumento de las importaciones por la frontera francesa (un 8,9% más) y del descenso de un 26,1% de las exportaciones a Marruecos, ya que el saldo importador con Portugal fue ligeramente inferior al del mismo periodo del año anterior (un 3,4% menos).

En la actualidad, España tiene 8 líneas de interconexión eléctrica con Francia y 11 con Portugal, alcanzando un ratio de interconexión con países del resto de Europa inferior al 5% de su capacidad instalada, lo cual se aleja de la recomendación de la Unión Europea de alcanzar un mínimo del 10% para el 2020 y del 15% para el 2030. Además, España tiene un enlace submarino de interconexión eléctrica con Marruecos.

Francia, Portugal y España firmaron el pasado 27 de julio la Declaración de Lisboa, un compromiso para el refuerzo de las interconexiones los tres países y remarcaron su apoyo al proyecto de interconexión con Francia por el golfo de Vizcaya, en el que Red Eléctrica y su homóloga francesa, Réseau de Transport d’Électricité, están trabajando en la actualidad. Asimismo, los tres países ratificaron su compromiso de unión energética a través de la interconexión en la que ya se está trabajando entre Vila Fría do Conde-Recarei (Portugal) y Frontefría-Beariz (España).

En este encuentro sobre interconexiones energéticas, los tres países ratificaron su deseo de avanzar en los proyectos entre España y Francia por Cartegrit-Navarra y Marsillón-Aragón.

La demanda de energía eléctrica desciende un 0,5% en julio

La demanda peninsular de energía eléctrica en julio se estima en 22.286 GWh, un 0,5% inferior a la registrada en el mismo mes del año anterior. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha crecido un 0,4% con respecto a julio del 2017.

En los siete primeros meses del 2018, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 148.697 GWh, un 0,9% más que en el 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda es un 1% superior a la registrada en el mismo periodo del año.

Durante el mes de julio, el 37,2% de la energía eléctrica generada en la Península fue de origen renovable. Por tecnologías, fue la nuclear, con un 21,8% del total, la que más aportó al mix de generación en este mes, seguida del carbón (17%) y la hidráulica (14,6%).

La forma más eficiente de llevar a cabo la transición energética es introduciendo las energías renovables en el sistema eléctrico como forma de generar energía limpia y barata.

Este es uno de los mensajes clave que se han destacado en el marco de la conferencia nacional celebrada el pasado 17 de mayo en Menorca en el marco de la quinta edición de “Greening the Islands – El futuro de la energía, agua y movilidad en las islas en harmonía con la biosfera”, evento internacional que ha contado con la colaboración de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF).

“Para que la transición energética se lleve a cabo, es imprescindible eliminar las barreras administrativas y económicas tanto para los grandes proyectos como para el autoconsumo”, afirmó José Donoso, Director General de UNEF.

En este proceso, las islas deberían servir de ejemplo para demostrarle a la sociedad que la creación de sistemas resilientes basados en su totalidad en energías renovables es viable en el medio plazo. La transición energética brinda una oportunidad para acelerar el desarrollo económico y tecnológico de estos territorios, que se encuentran entre los más afectados por el cambio climático. Para alcanzar este objetivo, la colaboración entre los diferentes actores a nivel local, regional y nacional es de vital importancia, así como un acuerdo a nivel político.

En el camino hacia un sistema 100% renovable en las Islas Canarias y Baleares, los expertos que acudieron a la cita coincidieron en señalar la importancia de trabajar en la sensibilización de la sociedad y en destacar la competitividad alcanzada por las tecnologías renovables, como la fotovoltaica, que es ya más económica que la generación por combustibles fósiles.

El principal desafío para los gobiernos de las Islas Baleares y de las Islas Canarias es, por lo tanto, cambiar la estructura de su mix energético: en las Islas Baleares, el 54% de la electricidad se genera con carbón, un 28% con petróleo, un 9% con gas, un 7% con otras fuentes y solo 3% con renovables; en las Islas Canarias, el 58% de la electricidad se genera con petróleo, el 34% con gas y el 8% con renovables.

En el encuentro se presentaron también las líneas de actuación de la iniciativa “Energía Limpia para las islas de la Unión Europea”, proyecto coordinado por la Comisión Europea que persigue fomentar la transición energética en los territorios insulares.

COMEVAL