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suministro eléctrico

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Endesa ha adoptado todas las medidas de seguridad a su alcance en los cinco centros de control de la red eléctrica con los que cuenta en los territorios donde opera como distribuidora (Andalucía, Aragón, Baleares, Canarias, Cataluña y Extremadura) para asegurar la calidad del servicio eléctrico ante el estado de alarma para la gestión de la crisis sanitaria ocasionada por el COVID-19.

Los centros de control de la red son los puntos neurálgicos del sistema eléctrico desde donde se controla y supervisa la transformación y la distribución de la energía eléctrica desde la red de transporte hasta su consumo final durante 24 horas al día los 365 días del año. Por ello, su correcto funcionamiento es clave para garantizar un servicio tan esencial para la sociedad.

En el contexto de excepcionalidad ocasionado por el coronavirus, Endesa implantó al comienzo de esta crisis sanitaria un Plan Operativo de Emergencia para asegurar el desempeño de estos centros de control con medidas como su duplicación, activando espacios gemelos desde donde se puede gestionar la red en paralelo; la interoperabilidad de los diferentes centros y puestos, para compartir la gestión desde diversos puntos; la separación en grupos a los empleados para prevenir posibles contagios; así como extremar las medidas de limpieza e higiene tanto personal como de los puestos de trabajo.

Asimismo, debido a que constituyen un punto esencial dentro del sistema eléctrico, estos centros cuentan con una serie de medidas de protección orientadas a garantizar su funcionamiento mediante conmutación automática, con más de una fuente eléctrica para conmutarlas en caso necesario; Sistemas de Alimentación Ininterrumpida (SAI), a través de baterías y otros elementos almacenadores de energía; y grupos electrógenos; que entran en funcionamiento si el corte de alimentación persiste.

De esta manera, desde estos centros de control se está llevando a cabo un exhaustivo trabajo de supervisión y monitorización de las más de 19.500 km líneas de Alta Tensión, 115.900 km líneas de Media Tensión, 1.275 subestaciones o 151.700 centros de transformación que conforman la red de Endesa para poder dar una respuesta inmediata si surge cualquier imprevisto.

Además, estos centros de control están conectados directamente con el centro de atención telefónica de Endesa, donde llegan los avisos de los clientes que han notado algún problema en sus suministros, para poder ofrecer así una gestión unificada de todos los recursos de la compañía. En esta línea, estos centros de control ofrecen también un servicio de información técnica exclusivo para los municipios, con el objetivo de coordinar con los servicios técnicos de los ayuntamientos la gestión de las posibles incidencias; así como para los servicios de emergencia locales y regionales y para las fuerzas de seguridad del Estado.

Digitalización de la red eléctrica

Gracias al avance en la mejora y digitalización de la red de Endesa, con la incorporación de telemandos que permiten el control remoto, desde el CORE se puede realizar una actuación inmediata ante cualquier incidencia, disminuyendo notablemente el tiempo de respuesta, y repercutiendo positivamente en la calidad de suministro de los más de 12.449.500 clientes de la Compañía.

Los telemandos son unos elementos que permiten mejorar la gestión de las redes eléctricas a través de la automatización, pudiendo de este modo realizar maniobras a distancia y en tiempo real sin necesidad de enviar una brigada técnica a la zona para realizar las primeras operaciones. De este modo, en caso de incidencia se reducen los tiempos de intervención en las instalaciones, acortando el periodo de reposición del servicio eléctrico.

Gracias a estos telemandos, se consigue mejorar la operatividad y la capacidad de maniobra de la red de distribución de energía eléctrica lo que redunda en el incremento de la calidad del servicio.

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Powertis, empresa dedicada al desarrollo, estructuración, financiación, construcción y operación de plantas fotovoltaicas de gran escala, ha sido adjudicada con 400 MW de potencia en la subasta A-6 que se celebró el lunes 21 de octubre. Powertis es una empresa ligada a Soltec Trackers, la compañía con sede en Murcia (España) que se dedica a la fabricación de seguidores solares. El proyecto requerirá una inversión aproximada de unos 225 M€ y abastecerá el suministro eléctrico de 470.000 hogares.

Un porcentaje de la energía producida será comercializada durante 20 años mediante ANEEL y los contratos de compraventa de energía (o PPA – Power Purchase Agreements) tendrán la garantía del Gobierno Federal de Brasil. Para el resto de energía, Powertis buscará formalizar contratos de PPA con off-takers de primera línea brasileños. Estos contratos aseguran la explotación de la planta por parte de Powertis hasta finales de 2045.

Los proyectos iniciarán operaciones en enero de 2023 y serán financiados por los bancos locales BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) y BNB (Banco do Nordeste de Brasil).
La construcción de esta planta por parte de Powertis generará más de 4.000 puestos de trabajo entre directos e indirectos durante las fases de instalación y construcción, que se complementarán con aproximadamente 64 puestos de trabajo permanentes durante el periodo de explotación de la planta.
“Al haber ganado este importante proyecto en la última subasta en la que hemos participado en Brasil seguimos afianzando nuestra posición en el país latinoamericano y contamos ya con grandes plantas solares en los estados de São Paulo y Minas Gerais”, explica Pablo Otín, CEO de Powertis.

La empresa con sede en Madrid cuenta ya con un track record de más de 1.5 GW en proyectos fotovoltaicos en Brasil tras la subasta. Además de en el país latinoamericano, Powertis cuenta con un porfolio de proyectos en distintas fases de desarrollo en España que superan los 950 MW.

Soltec será la encargada de suministrar los seguidores solares de los proyectos de Powertis y facilitar los servicios de montaje y construcción. Esta empresa se dedica a la fabricación de seguidores solares a un eje y es actualmente líder en el mercado brasileño, tal y como se refleja en el estudio de mercado fotovoltaico de Wood Mackenzie.

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La empresa estatal Econssa Chile S.A., encargada de garantizar el acceso a agua potable y a servicios en la recogida y tratamiento de aguas residuales en nueve regiones del país, ha adjudicado a Acciona el suministro eléctrico para abastecer con energía 100% renovable a la planta desaladora que actualmente construye en la región de Atacama, comuna de Caldera.

Según los términos del PPA suscrito entre las partes, el contrato comenzará a regir a partir de noviembre de 2019, con un horizonte de suministro a largo plazo que cubrirá la totalidad de los requerimientos de la planta desaladora. Es el sexto PPA de suministro de energía que Acciona firma en Chile.

Toda la electricidad aportada por Acciona procederá de las plantas renovables de la compañía en el país, donde actualmente cuenta con 291 MW en operación comercial e instalaciones en construcción –algunas de ellas en fase final de montaje y puesta en marcha- que suman 393 MW.

1.200 litros de agua por segundo

En el marco de la escasez hídrica que afecta a diversas zonas del país, Econssa construye desde comienzos de 2018 una planta desaladora de agua de mar, cuya capacidad de producción total alcanzará los 1.200 l/s , para abastecer el consumo humano de los habitantes de cuatro municipios de Atacama, un suministro ahora cubierto desde un acuífero.

El abastecimiento eléctrico permitirá inicialmente a Econssa realizar las primeras pruebas técnicas de la instalación. Y la provisión de energía irá aumentando conforme se vayan cubriendo las tres etapas de puesta en marcha de la planta desde los 450 l/s. de la primera fase a los 1.200 l/s de operación a plena capacidad.

Sexto contrato PPA en Chile

El contrato de suministro firmado con Econssa se suma a otros relevantes suscritos con clientes corporativos en Chile, como los firmados con la tecnológica Google, para el abastecimiento de su centro de datos; la cadena de distribución Falabella, para alimentar un centenar de establecimientos del grupo y sus filiales; Aguas Chañar para sus instalaciones de ciclo integral del agua ubicadas en la región de Atacama; LATAM Airlines Group para su edificio corporativo y base de operación y mantenimiento en el aeropuerto de Santiago, y con la Empresa Nacional de Minería de Chile (ENAMI) para abastecer las plantas que opera en las regiones de Antofagasta, Atacama y Coquimbo, además del consumo asociado a la modernización de una fundición de cobre, de titularidad estatal.

Acciona ha firmado asimismo contratos de suministro con todas las distribuidoras y cooperativas del país como resultado de los procesos de licitación de energía para consumos de clientes regulados denominados “Licitación 2013/03 2°llamado” y “Licitación 2015/01”.

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Solarpack Corporación Tecnológica, S.A. (la “Sociedad” o “Solarpack”) anuncia el cierre de la compra del 90,5% de los proyectos solares fotovoltaicos (“FV”) Tacna Solar y Panamericana Solar (los “Proyectos”) con TAWA SOLAR FUND LP y el resto de los socios de los Proyectos, por 51,5 M$. De esta manera, la Sociedad se ha convertido en propietaria del 100% de los Proyectos al poseer, de manera previa a la transacción, el 9,5% de las acciones de las sociedades vehículo de los mismos: Tacna Solar S.A.C. y Panamericana Solar S.A.C.

Los Proyectos, que fueron desarrollados y construidos por Solarpack en 2012 en asociación con Gestamp Asetym Solar (ahora X-ELIO), se encuentran en el sur de Perú y suman una potencia instalada conjunta de 43 MW. Ambos Proyectos tienen suscritos contratos de venta de electricidad a largo plazo (“PPA”) en M$ con el Ministerio de Energía Peruano, fruto de la primera licitación de recursos energéticos renovables (“RER”) celebrada en Perú en 2010, y tienen más de 13 años de vida contractual remanente. Los Proyectos disponen de una financiación de proyecto sin recurso a largo plazo otorgada por Overseas Private Investment Corporation (OPIC), contaban con una deuda financiera neta de 113 MM$ el 28 de febrero de 2019 y obtuvieron un EBITDA ( El EBITDA pro-forma 2018 considera la adquisición de los c. 13 MW en España como si ésta se hubiese producido el 1 de enero de 2018 y fue 25,2 MM €.) conjunto de 21 MM$ en 2018.

En el marco de la operación, Solarpack ha desembolsado un préstamo puente con Banco Santander por 30 MM$ destinado a financiar parcialmente la adquisición de los proyectos. Para la amortización del préstamo puente, la compañía está concretando varias opciones que podrán suponer la entrada de un socio minoritario en los Proyectos o, alternativamente, mantener la propiedad del 100% de los mismos.

Esta operación se enmarca en la estrategia de Solarpack de adquirir de manera selectiva activos en operación que ofrezcan rentabilidades atractivas y oportunidades claras de incrementar el valor
por existencia de sinergias operativas o de otro tipo. De esta manera, la Sociedad acelera
el plan de crecimiento con el que acudió al mercado bursátil en diciembre de 2018.

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Genesal Energy ha diseñado para el nuevo Hospital de Toledo cuatro equipos de última generación, eficaces y precisos, fabricados a medida de las necesidades del cliente. Los edificios de este tipo necesitan contar con los grupos electrógenos más avanzados, con equipos muy precisos para hacer frente a un accidente, apagón o fallo en la red, ya que el suministro eléctrico en un hospital siempre debe estar garantizado, la prioridad es el bienestar de los pacientes.

Con una inversión superior a los 300 M€, el futuro hospital dispondrá de las más modernas tecnologías –solo en equipos médicos de última generación la Junta de Castilla-La Mancha ha destinado 50 M€– y las previsiones apuntan a que entrará en servicio en el primer semestre de 2020.

El edificio contará con energía de emergencia Genesal Energy a través de cuatro grupos electrógenos de 2.500 kVA para su funcionamiento en paralelo que estarán perfectamente sincronizados. Genesal Energy realizó un estudio previo sobre el terreno antes de ejecutar el proyecto donde, dadas las especiales condiciones que rigen los espacios hospitalarios, los equipos fueron fabricados garantizando, entre otros aspectos, que las emisiones acústicas fueran mínimas.

Características:

Grupos electrógenos abiertos, de 2250 KVA PRP y 2500 KVA STP.
Motor Mitsubishi
Alternador Mecc Alte
50 Hz, 1500 rpm, 400/230 V.
Depósito homologado, de doble pared, de 1.000 litros.
Son 4 unidades que trabajarán en paralelo 2 a 2.

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Ante la urgencia, cada vez más acusada, de emprender acciones climáticas de calado, un nuevo análisis realizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés) concluye que, con la ampliación del uso de las energías renovables, en combinación con la electrificación, se podrían lograr más de tres cuartas partes de las reducciones de emisiones relacionadas con la energía necesarias para cumplir los objetivos climáticos. Según la última edición de la publicación de IRENA, Transformación energética mundial: hoja de ruta hasta 2050, presentada en el Diálogo de Berlín sobre la Transición Energética, existen vías para satisfacer el 86% de la demanda mundial de electricidad con energías renovables. La electricidad supondría la mitad del mix mundial de fuentes de energía. El suministro eléctrico mundial se duplicaría con creces durante este período y, en buena medida, se generaría a partir de energías renovables, fundamentalmente solar fotovoltaica y eólica.

“La carrera para garantizar un futuro climático seguro se encuentra en una fase decisiva“, afirmó el Director General de IRENA, Francesco La Camera. “Las energías renovables representan la solución más eficaz, y una ya existente, para revertir la tendencia al alza de las emisiones de CO2. Con la suma de las energías renovables y una electrificación más exhaustiva, es posible obtener más del 75% de la reducción requerida de emisiones relacionadas con la energía“.

Además, si se acelera la transición en consonancia con la hoja de ruta hasta 2050, la economía mundial podría generar un ahorro acumulado de hasta 160 b$ en los próximos 30 años en costes evitados en materia de salud, subsidios relacionados con la energía y daños climáticos. Cada dólar destinado a la transición energética se amortizaría hasta 7 veces. La economía mundial registraría un crecimiento del 2,5% en 2050. Sin embargo, los daños climáticos pueden generar importantes pérdidas socioeconómicas.

“La transición hacia las energías renovables es lógica desde el punto de vista económico“, añadió La Camera. “A mitad de siglo, la economía mundial habría crecido y los empleos creados en el sector energético impulsarían el empleo mundial en un 0,2%. Unas políticas que fomentasen una transición justa, equitativa e inclusiva podrían potenciar al máximo los beneficios para los distintos países, regiones y comunidades. Además, también se aceleraría la consecución de un acceso asequible y universal a la energía. La transformación energética mundial va más allá de una transformación del sector energético. Es una transformación de nuestras economías y sociedades“.

No obstante, el informe alerta de que las acciones se retrasan. Mientras que las emisiones de CO2 relacionadas con la energía han seguido creciendo a una media del 1% anual en los últimos cinco años, para cumplir los objetivos climáticos mundiales, sería necesario reducir las emisiones un 70% por debajo de su nivel actual de aquí a 2050. Esto pasa por elevar sustancialmente el nivel nacional de ambición y por unos objetivos climáticos y de energías renovables más agresivos.

La hoja de ruta de IRENA recomienda que la política nacional se centre en estrategias a largo plazo de cero emisiones. Asimismo, destaca la necesidad de impulsar y aprovechar la innovación sistémica, lo que incluye el fomento de sistemas energéticos más inteligentes por medio de la digitalización y el acoplamiento de los sectores de uso final, en particular de la calefacción, la refrigeración y el transporte, a través de una mayor electrificación, promoviendo la descentralización y diseñando redes eléctricas flexibles.

“La transformación energética está adquiriendo impulso, pero hay que acelerarla aún más“, concluyó La Camera. “La Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y la revisión de los compromisos climáticos nacionales adquiridos en el marco del Acuerdo de París constituyen hitos para elevar el nivel de ambición. Es vital que se emprendan acciones urgentes sobre el terreno a todos los niveles y, más concretamente, que se desbloqueen las inversiones necesarias para intensificar el impulso de esta transformación energética. La rapidez y el liderazgo con visión de futuro serán dos elementos críticos: el mundo de 2050 depende de las decisiones energéticas que tomemos hoy“.

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CMBlu Projekt AG y Schaeffler AG han anunciado la firma de un acuerdo de desarrollo conjunto para colaborar en la producción de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala. Durante los cinco últimos años, CMBlu ha desarrollado como prototipo, en colaboración con grupos de investigación de universidades alemanas, la novedosa tecnología renovable de almacenamiento ‘Organic Flow’ para redes eléctricas. Sobre esta base, Schaeffler y CMBlu desarrollarán y fabricarán conjuntamente productos comerciales que serán distribuidos por CMBlu. El objetivo consiste en realizar una contribución sustancial a un suministro eléctrico seguro, eficiente y sostenible en todo el mundo.

Las baterías de flujo orgánico se pueden utilizar con flexibilidad como unidades estacionarias de almacenamiento de energía en la red eléctrica, contribuyendo así al equilibrio entre la generación y el consumo. La tecnología tiene diversas aplicaciones, como por ejemplo, en el almacenamiento intermedio de energías renovables o la nivelación de cargas punta en las plantas industriales. Otro campo de aplicación es la infraestructura de carga para electromovilidad. Como almacenamiento intermedio, las baterías contribuyen a auxiliar las redes eléctricas de media tensión, que ya no deberán actualizarse para absorber cargas adicionales. En última instancia, una infraestructura de carga descentralizada para vehículos eléctricos solo será posible con sistemas de almacenamiento de energía potentes y escalables, como las baterías de flujo orgánico.

La tecnología subyacente es similar al principio de las baterías de flujo con reacción redox convencionales. La energía eléctrica se almacena en compuestos químicos que forman electrolitos en una solución acuosa. A diferencia de los sistemas convencionales basados en metales, para el almacenamiento se utilizan moléculas orgánicas derivadas de la lignina. La lignina se puede encontrar en todas las plantas, como los árboles o las hierbas. Es una fuente natural renovable y se extrae como producto residual en la producción de pulpa y papel en cantidades de millones de toneladas. Ello garantiza que la lignina sea una materia prima constantemente disponible para los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala.

Todos los componentes electrotécnicos del convertidor de energía han sido adaptados a estos electrolitos y mejorados para una producción masiva rentable. Toda cadena de valor de las baterías se puede realizar a nivel local. No hay dependencia de las importaciones de países concretos. Además, los sistemas de baterías de flujo orgánico no utilizan tierras raras o metales pesados, no son inflamables y, por lo tanto, funcionan de manera muy segura. Debido a su principio de funcionamiento, la capacidad de los sistemas de flujo orgánico se puede ampliar, con independencia de la potencia eléctrica, y solo está limitada por el tamaño de los tanques de almacenamiento y la cantidad de electrolitos.

En lo referente a la industrialización, CMBlu ha firmado un acuerdo de colaboración a largo plazo con Schaeffler para desarrollar sistemas de almacenamiento de energía a gran escala con el objetivo de proporcionar productos preparados para el mercado. En la siguiente fase, CMBlu establecerá la cadena de suministro completa, incluyendo todos los productos previos de otros socios industriales. Además, se ha implementado una producción de prototipos en Alzenau. CMBlu ya ha firmado contratos con clientes de referencia para implementar proyectos piloto seleccionados durante los próximos dos años. Los primeros sistemas comerciales están previstos a partir de 2021.

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Red Eléctrica de España ha completado el proceso de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad a través de subastas competitivas con la asignación de un total de 21 bloques de 40 megavatios (MW) y de 352 bloques de 5 MW, lo que se traduce en una potencia interrumpible para el periodo del 1 de enero al 30 de junio del 2019 de 2.600 MW. En esta convocatoria de subastas han participado 124 consumidores.

Las subastas, que se han celebrado en Madrid del 10 al 12 de diciembre, han sido organizadas por Red Eléctrica como administrador de la subasta, que ha publicado hoy los resultados definitivos en la web de e-Sios, ya validados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El precio medio de asignación ha sido de 105.429 euros/MW y año para los productos de 40 MW y de 64.624 euros/MW y año para los de 5 MW. La media ponderada de asignación se ha situado en los 77.807 euros/MW y año. En total, para el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio del 2019, se destinarán 101,15 millones de euros al servicio de Interrumpibilidad para grandes consumidores.

Los precios de salida fijados por la Secretaría de Estado de Energía en la Resolución del 6 de noviembre del 2018 fueron de 200.000 euros/MW y año para los productos de 40 MW y 150.000 euros/MW y año para los de 5 MW.

El servicio de interrumpibilidad es una herramienta de la que dispone Red Eléctrica, como operador del sistema, para asegurar en todo momento un suministro eléctrico nacional de calidad. Con este servicio, los grandes consumidores de electricidad (industrias) se comprometen a reducir su consumo eléctrico cuando el sistema eléctrico lo requiere, siendo retribuidos por ello. La activación del servicio la realiza Red Eléctrica y responde a criterios técnicos o económicos.

La asignación del servicio de interrumpibilidad se realiza mediante la celebración de subastas administradas por Red Eléctrica y supervisadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Por su parte, el Ministerio para la Transición Ecológica es el organismo encargado de definir todo este procedimiento y las reglas por las que se rige.

El proceso se articula mediante un sistema de subastas competitivas a la baja en las que el precio de salida se reduce hasta que solo queda un pujador, para cada bloque de producto.

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Siemens presenta en el área portuaria de Bouzas del Puerto de Vigo, el proyecto Core LNGas Hive que permite el suministro de energía eléctrica a un buque ro-ro a través de un generador alimentado con gas natural licuado. Este programa, cofinanciado por la Unión Europea, busca reducir de manera efectiva las emisiones generadas por los barcos durante su estancia en el puerto, al sustituir el funcionamiento de los motores diésel de la nave por unidades móviles de GNL. Su diseño versátil permite su aplicación en cualquier barco y puerto.

El sistema, pionero en Europa, está compuesto por dos contenedores de 40 pies que facilitan tanto el transporte a bordo de las embarcaciones durante los trayectos entre puertos, como la carga y descarga de los mismos. Permite, a su vez, una rápida instalación en el muelle donde la embarcación esté atracada.

El primero de los contenedores, el principal, alberga en su interior un grupo motogenerador de gas, compuesto por un motor Siemens SGE56SL que lleva acoplado un alternador y es capaz de generar 823 kWe de potencia eléctrica a 400V/50Hz para abastecer de energía eléctrica la embarcación.

El segundo de los contenedores alberga el sistema de alimentación de gas de la unidad principal generadora. Dicho sistema de alimentación está compuesto por dos tanques de GNL de 5m3 cada uno, y una unidad de gasificación que proporciona el gas combustible necesario para alimentación del grupo motogenerador.Siemens ha sido responsable de la construcción del motor generador de gas, desarrollado en la fábrica de Zumaia, en Guipúzcoa. Se trata de un motor que pertenece a una nueva serie de generadores a gas para aplicaciones marinas que ofrecen la máxima fiabilidad y disponibilidad con mínimas emisiones en toda una gama de potencias. El motor está completamente adaptado al sector marítimo, ya que cumple con todas las condiciones para que funcione a bordo de un barco. Su refrigeración es externa, mediante un circuito secundario de agua de mar. La generación eléctrica a través de un motor de gas natural permite reducir cerca del 85% de los niveles de emisión de óxidos de nitrógeno y eliminar las emisiones de partículas en suspensión y óxidos de azufre.

La compañía muestra en Vigo cómo a través de su tecnología de última generación puede garantizar un suministro de energía rentable, seguro, eficiente y sostenible para todo tipo de barcos pesqueros, remolcadores, tanqueros, cargos, ferries, dragas y oceanográficos. Y es que, en los próximos años, estos requisitos resultarán imprescindibles, ya que los barcos deberán cumplir una serie de normas para poder faenar en otros países. Para ello, los armadores y astilleros deberán llegar a acuerdos para construir buques de mayor tamaño, con mayor potencia y respetuosos con el medio ambiente. Además, con estas pruebas, la autoridad portuaria de la ciudad cumple con la segunda etapa de lo establecido en el protocolo de este proyecto, que obliga a probar el sistema en tres puertos españoles. La primera prueba piloto tuvo lugar en el Port de Barcelona en diciembre de 2017.

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AEGE representa a gran parte de la industria electro-intensiva española, empresas siderúrgicas, metalúrgicas, químicas y de gases industriales que facturan más de 20.000 millones de euros y generan 186.000 empleos. Estas industrias, que suponen el 11% de toda la demanda española de energía eléctrica, consumen 25 TWh, alertan de la amenaza que el encarecimiento de los precios eléctricos en el mercado diario, los más altos en 10 años, y su previsible evolución futura, supone para su competitividad y para la economía del país. El 19 de septiembre, el precio eléctrico se situó en máximo anual de 75,93 €/MWh.

Las industrias electro-intensivas son extremadamente sensibles al coste del suministro eléctrico, que llega a suponer desde un 10 hasta un 50% de los costes de producción, por lo que el encarecimiento en los precios eléctricos conlleva de inmediato una pérdida real de competitividad industrial, que amenazaría su futuro si esta situación se prolongará en el tiempo, como apuntan los mercados de futuros para 2019. Estas empresas comercializan sus productos en mercados internacionales pero la electricidad que consumen se comercializa en el mercado local o regional, por la escasez de interconexiones con el resto de Europa, lo que les supone un encarecimiento de la factura eléctrica que en los últimos meses se ha agravado alarmantemente.

La brecha competitiva del mercado eléctrico mayorista en España conllevó el año pasado que las industrias asociadas en AEGE tuvieran un sobrecoste estimado de 450 millones de euros con respecto a Alemania, por ejemplo. Y, en lo que va de 2018, la situación ha empeorado de manera preocupante, con un precio del mercado unos 8 €/MWh más caro que el año anterior. Además, el diferencial del precio final que paga la industria en España con respecto a Alemania y Francia se ve incrementado por la disminución del 40% de la retribución del servicio de interrumpibilidad y por la ausencia de los distintos mecanismos de compensación existentes en estos países (compensación de cargos de financiación de renovables, de los peajes de acceso, etc.). Con Alemania el sobrecoste de nuestro suministro eléctrico es del 30%.

El encarecimiento del precio del mercado eléctrico en 2018 se debe a las ofertas que se realizan por parte de los generadores marginales, que trasladan los incrementos de costes de los combustibles y de los derechos de emisión del CO2, principales causantes de la escalada de precios este verano, que no se ven contrarrestados por la producción renovable. Ante esta situación, hay que recordar que la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética tiene un efecto de sobrecoste de unos 10 €/MWh del precio del mercado eléctrico -como señaló la CNMC en su informe de supervisión del mercado de 2015-, fiscalidad que no soportan nuestros vecinos.

La situación se complica más en relación con los países de fuera de la UE, no afectados por el incremento de los precios de los derechos de emisión, que implica una pérdida de nuestra competitividad.

Desde AEGE se considera urgente replantear el esquema de costes del suministro del consumidor electro-intensivo español para lo que es necesario un cambio de modelo que iguale las condiciones del suministro eléctrico en España con las de nuestros principales competidores europeos. Se trata de conseguir la mejora de la competitividad del mercado eléctrico, fomentar los contratos a largo plazo (PPAs) a precios competitivos, implementar mecanismos de compensación –como los existentes en Alemania y Francia-, y consolidar el servicio de interrumpibilidad.

Para AEGE, la Ley de Cambio Climático y Transición Energética debería reconocer el estatus de consumidor electro-intensivo para igualarnos con las condiciones del suministro eléctrico que disfrutan nuestros competidores franceses y alemanes. Mientras tanto, en el corto plazo, solicita la aplicación de las medidas compensatorias, contempladas en los PGE de 2018, por costes adicionales incurridos por las industrias electro-intensivas.

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