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España debe instalar 50.000 MW renovables hasta 2030 para alcanzar un objetivo del 35% frente al 32% marcado por Europa

España deberá instalar 50.000 megavatios (MW) verdes de aquí a 2030 para alcanzar el objetivo del 35% de renovables de la energía final, según anunció el secretario de Estado de Energía, José Domínguez Abascal, en el Congreso APPA Renovables 2018.

Domínguez señaló que esta hoja de ruta se incluirá en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima que España remitirá a Bruselas antes de acabar 2018 y donde se definirá “la senda del país de aquí a 2030″, tratando así de “evitar la improvisación“. El secretario de Estado de Energía destacó que esta senda de 50.000 MW nuevos al horizonte de 2030, lo que representa un ritmo de unos 5.000 MW anuales, permitirán duplicar en 12 años el peso de las renovables en la energía, pasando así del 17,5% actual a ese reto del 35%, por encima del 32% del objetivo de media europea.

Además, auguró un objetivo de entre 5 y 4 millones de vehículos eléctricos para ese horizonte de 2030, así como la rehabilitación energética de 100.000 viviendas anuales, lo que obliga “a un gran plan de la mano de los Ministerios de Fomento e Industria”, añadió. Domínguez señaló que antes de que acabe 2018 se remitirá al Congreso de los Diputados la Ley de Cambio Climático y Transición Energética, donde se recogerá esta senda de España hacia la descarbonización. Asimismo, valoró que España tiene capacidad de ser “100% renovable en 2050″.

Por su parte, el presidente de APPA Renovables, José Miguel Villarig, señalo que la alta dependencia energética de España debe “no solo ser un reto, sino también una oportunidad” para aprovechar los recursos del país en renovables. Para ello, Villarig subrayó que será necesario “adaptar la fiscalidad excesiva y recaudatoria” y pidió “no caer en los errores” de anteriores gobiernos que llevaron a una acumulación de déficit de tarifa “tremendo”. El presidente de APPA Renovables consideró que 2020 será un año “preocupante” ante la incertidumbre respecto a un posible cambio en la rentabilidad razonable y la evolución de las subastas de renovable, aunque destacó que el sector ha encontrado “receptibilidad” por parte del actual Gobierno.

Inversión en solar y eólica

Por otro lado, las fuentes de energía renovables, en especial la energía solar y eólica, figuran entre las favoritas en inversiones energéticas futuras, según el informe global Tendencias en Energías Renovables elaborado por Deloitte. Según el informe, las exigencias de la demanda, así como la combinación de la reducción de costes y la innovación tecnológica, están propiciando que ambas fuentes de energía puedan competir con las tradicionales, hasta el punto de posicionarse por delante de estas en proyecciones de inversión. El socio responsable a nivel mundial de Power&Utilities de Deloitte, Felipe Requejo, considera que la energía solar y la eólica podrían satisfacer la creciente demanda de empresas, ciudades y mercados emergentes “de manera más económica y baja en emisiones contaminantes“.

El informe considera que la paridad de precios y la continua reducción de sus costes derivada de la innovación tecnológica de estas energías favorecen su competitividad frente a las tradicionales. Así, destaca que en países como China, Estados Unidos, Alemania y otros, ya se alcanzó la paridad en precio para algunas de las energías renovables. En este sentido el LCOE (levelized cost of energy) de la eólica onshore (terrestre) se ha convertido a finales de 2017 en la fuente de energía más barata, con un LCOE de entre 30 y 60 dólares por MWh, mientras que la solar fotovoltaica se ha convertido en la segunda con un LCOE de 43 a 53 dólares por MWh.

Además, señala la continúa mejora de sus capacidades de integración, que permiten a estas tecnologías disponer de la capacidad para suministrar y abastecer la red eléctrica de manera fiable y rentable, así como la evolución de los mercados eléctricos y regulaciones que favorecen las tecnologías libres de emisiones. El informe elaborado por Deloitte también señala otros dos agentes clave en el aumento de la demanda de energías renovables, como son el auge de las llamadas smart cities o ciudades inteligentes, y el gran desarrollo de la demanda en mercados emergentes.

Fuente: energiadiario.com

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Ikea venderá los paneles solares más baratos del mercado en España

La multinacional sueca Ikea se ha congratulado de la eliminación del impuesto al sol en España y ha anunciado su intención de iniciar próximamente en España la venta de paneles solares para los hogares españoles.

“En España damos la bienvenida a la eliminación del impuesto al sol, que era innecesario y es una buena noticia para los consumidores. La apuesta por las renovables empezó como un compromiso dentro de nuestra estrategia de sostenibilidad”, ha explicado el ‘deputy’ CEO y CFO de Ikea Group, Juvencio Maeztu.

Sin embargo, Maeztu ha reconocido que todavía no hay fecha para vender los paneles solares en el mercado nacional, pero sí ha adelantado que “siempre serán más baratos que los que se encuentran en el exterior”, aunque no pueden asegurar la inmediatez, una de las características de los productos IKEA.

Ikea ya vende sus paneles solares en más de 10 países, entre ellos Inglaterra, Japón, Suecia o Holanda. “Si en Reino Unido y Suecia está funcionando fenomenal, en España será mucho más rentable y se recuperará rápidamente la inversión”, ha apuntado.

De esta forma, Ikea iniciará próximamente conversaciones con empresas energéticas locales para alcanzar acuerdos en su desembarco en el mercado energético español.

La multinacional sueca confirma su apuesta por la sostenibilidad y por el uso de energías renovables, ya que se ha marcado como objetivo ser 100% renovables antes de 2020.

La enseña sueca en su apuesta por el mundo energético también ha alcanzado acuerdos en Reino Unido con empresas locales para abaratar la factura energética independientemente de tener paneles solares o no, una iniciativa que por el momento no tienen previsto traer a España.

Fuente: elperiodicodelaenergia.com

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En España, ‘dieselazo’; en Portugal, bajan los impuestos a las gasolinas

Mientras en España el Gobierno apuesta por acercar el precio del gasóleo al de la gasolina a través de un nuevo impuesto al diésel, en Portugal, su gobierno socialista aboga por rebajar los impuestos de los combustibles.

El ministro de Finanzas portugués, el socialista Mário Centeno, ha anunciado una reducción del impuesto que grava la gasolina en 2019, que permitirá disminuir en tres céntimos el precio por litro.

Centeno hizo el anuncio durante el arranque del debate parlamentario de los Presupuestos del Estado de 2019, aunque explicó que la medida no estará incluida en las cuentas del próximo año sino que se implementará con un decreto ministerial.

“Con esa reducción de tres céntimos, el precio de la gasolina quedará exactamente en la media europea. En el gasóleo ya estamos abajo de la media europea”, señaló el ministro durante su intervención en la Asamblea de la República.

Los altos precios de los combustibles en Portugal han sido objeto de debate en Portugal en los últimos dos años y el Gobierno tuvo que tomar medidas para rebajarlos a los profesionales y evitar así que muchos cruzasen la frontera para repostar en las gasolineras españolas, donde el coste para su bolsillo era menor.

En septiembre de 2016, el Gobierno luso decidió aplicar una rebaja de 13 céntimos por litro de combustible en las gasolineras fronterizas con España para evitar que los transportistas no repostaran en el país vecino.

A lo mejor ahora el suceso puede ser al revés, que los transportistas españoles se tengan que ir a Portugal, pero en principio la subida del dieselazo no repercutirá a los profesionales del transporte.

Fuente: elperiodicodelaenergia.com

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Los mecanismos de capacidad, ¿son necesarios en el mix eléctrico español?

Con la mayor participación de las renovables intermitentes en el mix se hace necesaria una herramienta que dé seguridad de suministro: los mecanismos de capacidad. Reino Unido y Francia ya la usan desde hace décadas y ahora Italia está diseñando cómo será la suya. ¿Y España? De ello se ha debatido durante la jornada organizada para tal fin por el Ateneo de la Energía.

La demanda y la generación van a necesitar ajustarse en un futuro cada vez más renovable. Hasta ahora era muy fácil porque las centrales convencionales, nuclear, carbón, gas e hidráulica permitían una oferta plana, pero ese modelo está desapareciendo. Es el momento de buscar soluciones a la intermitencia sin necesitar sobredimensionar la capacidad instalada en un país.

Además, la Unión Europea está ultimando la Directiva de Diseño de Mercado Eléctrico, donde se incluirá una normativa común a todos los países miembros en relación a estos mecanismos.

“Cuando tienes una oferta intermitente, si la demanda es de 100, por ejemplo, o cuentas con una potencia instalada enorme o hay que buscar optimizar el parque y ésta es la mejor opción”, explican fuentes del Ateneo de la Energía, “inicialmente se creía que los mecanismos de capacidad estaban pensados para tecnologías de respaldo, pero la realidad es que en las subastas de capacidad pueden participar muchos agentes del mercado, no solo cualquier generador sino también quienes consumimos”.

“Lo que hay que decidir es cómo gestionarlo, un debate que todavía no se ha hecho en España, lo que supone un retraso con respecto a otros países de nuestro entorno”, añaden las fuentes.

“En Reino Unido, por ejemplo, las subastas de capacidad se organizan a cuatro años vista, y el operador de la red con ayuda de expertos del gobierno determina el volumen ofertado para responder a la demanda futura”, explica a este diario Cristian Montoya, de la eléctrica suiza Alpiq, “pero en Francia se hacen siete subastas al año para el año siguiente, y cada central de generación o comercializadora tiene que decidir cuántos megavatios puede ofertar al mercado de capacidad en función de lo que prevea que se va a consumir en invierno, porque no hay que olvidar que como su principal fuente de energía es la nuclear, la mayoría de las calefacciones en Francia son eléctricas, por tanto, los picos de demanda son en la estación más fría”.

“La segunda diferencia entre ambos modelos es que en el caso inglés, la participación es de neutralidad tecnológica, es decir, que ciclos combinados, hidráulica o generación de diésel compiten en igualdad de condiciones, a excepción de las renovables, que no participan porque se considera que no pueden asegurar su suministro”, continúa el experto, “se ha criticado este sistema porque el mayor trozo del pastel se lo suelen llevar los generadores de diésel, (hospitales o instituciones que no pueden quedarse sin electricidad), que además de ser la tecnología más contaminante, es un contrasentido en una transición hacia las renovables”.

Pero los centros británicos que cuentan con generadores diésel ven necesario participar en esas subasta y mejor aún llevarse esas cuantiosas sumas porque hay que pagar el mantenimiento, comprar el combustible, realizar operaciones de funcionamiento de las máquinas, etc. “Participar en ellas no solo cubre esos costes sino que les sirve también para financiarse”, aclara Montoya, “sin embargo, en la última subasta de Reino Unido se puso una tasa “Malus” a la generación diésel, al considerar que el sistema tarifario que estaba mal diseñado con una clara ventaja hacia ellas”.

“En Francia, el concepto con el que se concurre a las subastas de capacidad es diferente, es el de certificaciones de fiabilidad“, que barema cada tecnología en función de lo que puede ofertar a la subasta. “Por ejemplo, cada megavatio de renovable solo obtiene el equivalente de 2oo kilovatios de certificados de una nuclear, y en concreto para la fotovoltaica, se le reconoce solo el 15% de su contribución”, explica el representante de Alpiq.

“Por cada certificado de fiabilidad, el operador del sistema paga una cantidad fija, pero cuando se activa la gestión de la capacidad, también se paga un coste variable a esa central”, continúa, “y cada una pone el precio que quiere a ese coste variable, pero si es muy alto y en un año no se ha solicitado sus servicios porque hay otras centrales más baratas, entonces el operador del sistema obliga a esa central a pasar un test para comprobar si se merece esas certificaciones”.

En Francia, además de las renovables, también participan las comercializadoras que actúan como agregador de la demanda. También pueden participar los pequeños consumidores pero su aportación es mínima “porque los contadores inteligentes aún no han llegado de manera masiva a los hogares como ocurre en España, y no se espera que así sea hasta dentro de tres o cuatro años, y además no hay un interés real de los ciudadanos en participar”, añade.

Una vez conocidos estos dos modelos, ¿cuál es el que se ajustaría mejor a la realidad del sistema eléctrico español? “Cada país tiene sus particularidades geográficas, de clima, de mix y por eso no debe haber un mecanismo único para toda Europa, se debe ajustar a nivel nacional y no europeo como se discute en Bruselas”, explica por su parte Paolo Mastropietro, de la IIT Universidad Pontificia Comillas ICAI-ICADE, “al final de lo que se trata es de que el sistema sea lo más eficiente posible, no creo en la regulación que marque cómo se debe hacer, aunque la Comisión Europea debe unificar todo lo que pueda la normativa para evitar lo que se conoce como ayudas del Estado, cada país tiene su derecho a establecer sus límites de confiabilidad pero siempre bajo la supervisión de Europa”.

En cualquier caso, de los modelos existentes, “el inglés sería el más acertado para España porque su mix es más parecido que el francés”, coinciden los expertos.

Sin embargo, este debate todavía no está de actualidad en el sector, “porque España no necesita de estos mecanismos de manera tan intensa como en Reino Unido o en Francia”, añade Mastropietro, “la sobrecapacidad ha impedido que se vuelva una cuestión de estricta actualidad porque el mix actual permite cierta holgura”.

Agregadores de la demanda e interconexiones
Las futuras subastas de capacidad también se verán complementadas con los agregadores de la demanda. Con su participación se regulará los accesos a la red y se abaratarán los costes del sistema. Hasta ahora en España ya existía una figura similar con la industria electrointensiva y sus subastas de interrumpibilidad.

“Al agregador hay que verlo como una figura necesaria del sistema que agrupa a miles de pequeños prosumidores y con el que el operador del sistema establece una interlocución, pero para evitar fraudes como lo que ha ocurrido con las comercializadoras en España, hay que aumentar la supervisión”, explica el tercer ponente de la jornada, Francisco Espinosa, socio director de la Asociación de Consumidores de Electricidad (ACE).

Y pone como ejemplo el caso de pequeños grupos de productores fotovoltaicos en Alemania “que junto con el biogás y la gestión de la demanda participan en los mecanismos de capacidad” del país germano.

Para cerrar el círculo, esta herramienta también se verá condicionada por el avance del mercado único de la energía de la UE. Con el aumento de las interconexiones, un mercado mayorista cada vez más unificado y cada vez más renovables, “no sería extraño que los precios que se alcanzaran en las subastas de capacidad de los distintos estados miembros se asemejaran”.

En definitiva, la opinión de los técnicos es unánime: los mecanismos de capacidad son un complemento al sistema marginalista del pool considerándolo así un mercado perfecto, no solo para marcar precios a la baja sino para asegurar el suministro eléctrico de todos.

Fuente: elperiodicodelaenergia.com

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