La lucha contra el cambio climático gana una batalla judicial histórica en Reino Unido.  El Tribunal de Apelaciones de Gran Bretaña acaba de suspender el plan para ampliar el aeropuerto de Heathrow en Londres, el segundo más concurrido del mundo, porque el Gobierno ahora de Boris Johnson no tuvo en cuenta el Acuerdo de París cuando aprobó el proyecto que estaba valorado en 14.000 millones de libras (18.000 millones de dólares).

El parlamento aprobó el proyecto en 2018, lo que provocó un recurso de grupos medioambientales que dicen que el proyecto entra en conflicto con los compromisos británicos para combatir luchar el calentamiento global. Los residentes también se quejan por el ruido, la contaminación y el aumento del tránsito.

Concretamente, el Gobierno del Reino Unido no tuvo en cuenta sus compromisos bajo el Acuerdo de París de continuar los esfuerzos para mantener el calentamiento a 1,5 grados y muy por debajo de 2 grados.

Esta sería una decisión sin precedentes ya que sería la primera sentencia legal que mostraría que el Acuerdo de París puede ser utilizado en los tribunales. Las decisiones legales inglesas son influyentes en otros tribunales y podrían significar que otras expansiones planeadas de aeropuertos y proyectos de infraestructura en el Reino Unido y en todo el mundo pueden ser impugnadas.

Farhana Yamin, una destacada abogada internacional y participante en las negociaciones de las Naciones Unidas sobre el clima, afirma que  «este juicio muestra que el espíritu y la letra del Acuerdo de París deben ser respetados y que los gobiernos, empresas e inversores deben ahora urgentemente reevaluar y reconciliar sus planes con el límite de temperatura de 1.5˚C. Cualquier otra cosa significará que no están salvaguardando el futuro de sus ciudadanos y de sus jóvenes. La decisión del Tribunal de Apelación allana el camino para que el Gobierno del Reino Unido muestre un verdadero liderazgo en la COP 26».

En mayo de 2019 se presentaron ante el Tribunal Superior cinco revisiones judiciales separadas de la decisión del Gobierno, que fueron desestimadas. Fueron presentados por el alcalde de Londres, Heathrow Hub Limited, varios distritos de Londres (incluidos Wandsworth y Richmond), Greenpeace, Amigos de la Tierra y la organización benéfica especializada en litigios sobre el clima, Plan B.

En junio de 2019, se les dio el visto bueno para impugnar la decisión en el Tribunal de Apelación. La audiencia comenzó en octubre de 2019 y que ha concluido este 27 de febrero de 2020 cuando se ha dictado esta histórica sentencia.

Histórica sentencia en Reino Unido: suspenden la ampliación del aeropuerto de Heathrow por no tener en cuenta el Acuerdo de París

Hoy se ha vuelto a producir un récord de producción solar fotovoltaica instantánea en España. Si se tiene en cuenta también a la termosolar, la producción solar instantánea de España superó por primera vez en la historia a la producción nuclear. En general en lo que va de semana la producción solar en Europa fue superior a la de la semana pasada. En cuanto a los mercados eléctricos europeos, tras un fin de semana de precios muy bajos, se recuperaron alcanzando valores similares a los de la semana pasada.

Producción solar fotovoltaica y termosolar, producción eólica y demanda eléctrica

Un nuevo récord en la producción renovable se suma a los registrados en Europa en los últimos días. En España se impuso hoy 20 de febrero a las 13:30 un récord de producción fotovoltaicainstantánea de 5.650 MW, según datos provisionales medidos en tiempo real de Red Eléctrica de España (REE). A esto se suma que por primera vez en la historia, la producción solar en España, que incluye la fotovoltaica y la termosolar, supera a la producción nuclear. A las 13:30 se generaron 7.176 MW con energía solar, sobrepasando en 84 MW a los 7.092 MW producidos por la nuclear.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.

En cuanto a la producción solar de los tres primeros días de esta semana, el nivel medio fue superior al de la semana pasada en la mayoría de los mercados europeos. Destaca la subida porcentual en Portugal que fue del 25,5%, aunque en términos absolutos esto se traduce a menos de 1 GWh de media. El mercado más rezagado fue el italiano, el cual sufrió una caída del 6,1% respecto a la media de la semana pasada. El resto de los mercados registraron aumentos entre el 2,3% y 6,5%.

En el acumulado del 1 al 19 de febrero, también predominan los ascensos, en términos interanuales, de la generación con energía solar en los mercados europeos. En los dos países de la península ibérica la producción se incrementó, en España un 17% y en Portugal un 13%. En el mercado italiano hubo un incremento interanual del 4,1%. Por otro lado, esta vez los mercados de Alemania y Francia tuvieron diferencias negativas, del ‑12% y ‑3,8% respectivamente.

En AleaSoft se espera que la producción solar total de esta semana sea mayor que la de la semana pasada en gran parte de los mercados europeos analizados.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

La producción eólica registró un comportamiento desigual en los principales mercados eléctricos de Europa del lunes 17 de febrero al miércoles 19 de febrero, respecto a los valores medios de la semana anterior. Mientras el mercado portugués registró de un ascenso del 87%, el italiano tuvo una caída significativa del 39%. Aparte de esos extremos, estuvieron los casos de Alemania, la península ibérica y Francia, donde las variaciones fueron del 11%, 6,7% y ‑14% y respectivamente.

Durante los primeros 19 días de febrero ocurrieron bajadas interanuales de la producción eólica en Francia, la península ibérica e Italia, cuyos valores fueron del ‑25%, ‑14% y ‑40% respectivamente. Por otro lado, hubo ascensos del 9,7% en Alemania y del 34% en Portugal.

Para esta semana se esperan bajadas de la producción eólica en gran parte del continente europeo.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE y TERNA.

La demanda eléctrica bajó de forma generalizada en los mercados europeos. Los mercados de Alemania y Portugal fueron los que tuvieron bajadas más acentuadas, con valores del 1,7% y 1,9% respectivamente. El mercado belga continuó bajando esta semana, como pasó durante el mismo período de la anterior. En esta ocasión la caída fue del 0,6%. El resto de los mercados experimentó descensos entre el 0,9% y 1,4%.

Se espera que esta semana concluya con menor demanda que la de la semana pasada en la mayoría de los mercados eléctricos europeos.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid y ELIA.

 

España peninsular, producción renovable

De acuerdo con los registros de producción eólica del 17 al 19 de febrero, hubo una bajada en el mercado español del 4,9%. Comparando interanualmente los días transcurridos de febrero, el descenso es entonces ligeramente mayor, del 7,5%. Se espera que al finalizar la semana la producción eólica termine más baja que la de la semana del 10 de febrero.

La demanda eléctrica de España bajó un 0,6% en lo que va de semana respecto al mismo período de la semana del 10 de febrero. En AleaSoft se espera que al terminar esta semana la demanda de España supere a la de la semana pasada.

El nivel medio de la producción nuclear fue de 170 GWh de lunes a miércoles de esta semana. En estos momentos todas las centrales nucleares de España están operando correctamente.

Fuentes: Elaborado por AleaSoft con datos de REE.

La energía acumulada de las reservas hidroeléctricas retrocedió esta semana un 0,5% respecto al boletín anterior. Ahora las reservas contienen unos 13 108 GWh de los 22 964 GWh de capacidad total, según datos del último Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Mercados eléctricos europeos

En lo que va de semana los principales mercados eléctricos europeos tuvieron una recuperación de su precio, tras la caída del fin de semana. Los precios del mercado EPEX SPOT de Alemania, Francia, Bélgica y Países Bajos tuvieron un grado de acoplamiento considerable el 19 de febrero. La diferencia máxima entre ellos fue de 0,23 €/MWh y esta diferencia se reduce a 0,04 €/MWh si no tomamos en cuenta al mercado francés, que presentó menor acomplamiento que el resto.

Los días 19 y 20 de febrero, el mercado MIBEL de España y Portugal tomó el puesto de mayor precio de Europa, disputado en las últimas semanas con el mercado IPEX de Italia. En general, durante los días transcurridos de esta semana, los mercados adoptaron su configuración habitual, situándose los mercados MIBEL, IPEX y N2EX de Gran Bretaña en el grupo de los mercados de mayor precio, en la vecindad de los 40 €/MWh. Por otra parte, los precios de los mercados formaron el grupo de los mercados con menor precio, todos concentrados en torno a los 30 €/MWh. Y como si de un caso aparte se tratase, el mercado Nord Pool de los países nórdicos, que se separa casi 20 €/MWh del resto de mercados, se mantiene muy cercano a los 10 €/MWh. En comparación con los días equivalentes de la semana anterior, en general los precios de esta semana del 17 de febrero son muy similares. Sin embargo se espera que al finalizar la semana los precios promedio sean superiores en la mayoría de mercados.

En los próximos días se espera que los precios de los mercados bajen de los niveles actuales, producto de la menor demanda del fin de semana. Además, se espera una bajada más pronunciada en el mercado alemán, donde se combinará la menor demanda con un aumento de las temperaturas y de la producción renovable.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE, EPEX SPOT, N2EX, IPEX y Nord Pool.

Mercado ibérico

Los precios del mercado MIBEL escalaron casi 7 €/MWh en lo que va de semana, aunque no se espera que superen los 44,28 €/MWh de promedio diario que registró el pasado 12 de febrero. Respecto a los días equivalentes de la semana anterior, el precio promedio apenas varió en lo que va de semana. Sin embargo, para el cierre de esta semana se espera que sea superior al de la semana pasada, pues en estas comparaciones todavía no se toma en cuenta el bajo precio que hubo en todos los mercados el fin de semana del 15 y 16 de febrero.

Futuros de electricidad

Los mercados de futuros de electricidad europeos mostraron, en su gran mayoría, signos evidentes de recuperación en su precio del producto del próximo trimestre. La excepción es la región nórdica, tanto en el mercado ICE como en el mercado NASDAQ, en la que nuevamente se desplomó el precio con diferencias que rondan el 18% entre el cierre de la pasada semana en la sesión del 14 de febrero y la última sesión hasta ahora, ayer miércoles 19 de febrero. El resto de mercados presentó subidas de precio que van desde el 0,2% del mercado ICE de Bélgica hasta el 3,5% de incremento que marcó Gran Bretaña tanto en el mercado EEX como en el mercado ICE.

En cuanto al producto del año 2021, el comportamiento fue similar. La región nórdica registró bajadas, esta vez casi idénticas en los mercados ICE y NASDAQ, del 5,4%. Mientras tanto, el resto de mercados incrementó su precio, siendo el mercado EEX de Italia fue el que menos lo hizo, con un 0,2% de crecimiento en lo que va de semana, mientras que el mayor aumento de precio en estos días lo registró, al igual que en el producto de Q2-20, el mercado EEX de Gran Bretaña, al cerrar la sesión del 19 de febrero en 43,20 €/MWh para un incremento del 1,9% de su precio.

Brent, combustibles y CO₂

Los precios de los futuros de petróleo Brent para el mes de abril de 2020 en el mercado ICE, en los primeros días de esta semana continuaron con la tendencia ascendente de la semana anterior. De esta forma, el miércoles 19 de febrero, alcanzaron el precio de cierre más elevado en lo que va de mes, con un valor de 59,12 $/bbl, que es un 6,0% superior al registrado el miércoles anterior.

Esta evolución de los precios está relacionada con la disminución en el número de nuevos casos detectados de coronavirus en China y con el descenso en la producción de Libia.

Las tensiones en Oriente Medio y un posible descenso de las exportaciones de petróleo de Venezuela debido a las sanciones impuestas por Estados Unidos esta semana podrían permitir que el precio de los futuros de petróleo Brent continúe aumentando en los próximos días, especialmente si el número de nuevos casos de coronavirus sigue disminuyendo.

En el caso de los precios de los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el mes de marzo de 2020, los primeros días de esta semana se recuperaron y se volvieron a registrar precios de cierre por encima de los 9 €/MWh, a diferencia de la semana pasada. El lunes 17 de febrero se inició una tendencia ascendente que continuó en los siguientes días, alcanzando el miércoles 19 de febrero un precio de cierre de 9,57 €/MWh. Este valor es un 9,7% superior al del miércoles de la semana anterior y es el más elevado en lo que va de mes.

Estos aumentos están relacionados con interrupciones imprevistas del suministro. Sin embargo, un aumento de las temperaturas frenaría estos ascensos, ya que, pese a haber descendido los niveles de almacenamiento de gas, aun son más elevados que los del año pasado por esta época.

Los precios del gas TTF en el mercado spot también aumentaron durante los primeros días de esta semana. Sin embargo, hoy jueves 20 de febrero el precio índice fue de 9,50 €/MWh, 0,15 €/MWh inferior al de ayer, pero aun un 4,7% superior al del jueves de la semana pasada.

Por lo que respecta a los precios de los futuros del carbón API 2 en el mercado ICE para el mes de marzo de 2020, empezaron esta semana continuando con la tendencia ascendente de la semana pasada. Así, el lunes 17 de febrero se registró un precio de cierre un 8,3% superior al del lunes anterior, de 51,95 $/t, y que es el más elevado en lo que va de mes. Sin embargo, el martes los precios empezaron a bajar y el miércoles 19 de febrero el precio de cierre fue de 49,15 $/t, un 1,1% inferior al del miércoles anterior.

En cuanto a los futuros de derechos de emisión de CO₂ en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2020, los primeros días de esta semana registraron precios de cierre por encima de los 25 €/t y mantuvieron una tendencia al alza. El miércoles 19 de febrero se alcanzó el máximo de lo que va de año con un valor de 25,72 €/t. Estos aumentos pueden estar relacionados con una mayor participación del sector financiero en el mercado.

Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de ICE y EEX.

La industria solar fuera de la red se ha convertido en un mercado anual de 1.750 millones de dólares, proporcionando iluminación y otros servicios de energía a 420 millones de usuarios y se mantiene en una curva de crecimiento sólida, según muestran un nuevo informe del Grupo del Banco Mundial y GOGLA.

El informe de tendencias del mercado solar fuera de la red de 2020  revela que la industria ha hecho grandes avances en la última década. Desde 2017, los ingresos de la industria solar fuera de la red continúan creciendo rápidamente, aumentando en un 30% anual. Hasta la fecha, se han vendido más de 180 millones de unidades solares fuera de la red en todo el mundo y el sector vio inversiones de $ 1.500 millones desde 2012.

Con 840 millones de personas que aún carecen de acceso a la electricidad, el crecimiento de la industria solar fuera de la red es fundamental para cumplir el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS 7) para el acceso universal a energía asequible, confiable, sostenible y moderna para 2030.

«La industria solar fuera de la red es fundamental para lograr el acceso universal a la electricidad», dijo Riccardo Puliti, director mundial de Industrias Energéticas y Extractivas y director regional de Infraestructura y África en el Banco Mundial. «Estamos ampliando nuestro apoyo a los países clientes al ayudarlos a aprovechar este potencial a través de soluciones innovadoras y financieramente sostenibles», agregó.

Según el informe, el sector necesitaría un impulso adicional de hasta $ 11.000 millones en financiación. Más específicamente, el sector necesitaría crecer a una tasa acelerada del 13% con hasta $ 7.700 millones en inversión externa para empresas y hasta $ 3.400 millones de financiación pública para cerrar la brecha de asequibilidad.

«Solo al aglomerar las finanzas comerciales a escala podemos alcanzar el objetivo de lograr el acceso universal para 2030», dijo Paulo de Bolle, director senior del Grupo de Instituciones Financieras Globales de la CFI. «Estamos ansiosos por trabajar con nuestros socios bancarios locales en los mercados fuera de la red más maduros donde la deuda comercial puede impulsar la próxima etapa de crecimiento del mercado».

Las tendencias demuestran que las empresas se están moviendo hacia nuevas geografías y mercados desatendidos a medida que los mercados establecidos están más saturados. Estas compañías también están cambiando hacia ventas de sistemas solares domésticos de mayor margen en respuesta a la creciente demanda de los consumidores de electrodomésticos y sistemas de respaldo.

«Este informe es otra confirmación del impacto significativo que ya ha logrado la energía solar fuera de la red, y la gran oportunidad que queda en el futuro», dijo Koen Peters, director ejecutivo de GOGLA. «El Informe de Tendencias del Mercado comparte detalles sobre nuestra posición y hacia dónde deberíamos dirigirnos a continuación».

La nueva normativa de autoconsumo, el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica, acabó con el denominado impuesto al sol y eliminó numerosas trabas administrativas consiguiendo una de las regulaciones que más favorecen el fomento del autoconsumo energético en hogares y pymes. Para muestra un botón. En este año 2019 se ha duplicado la potencia instalada de autoconsumo fotovoltaico en España.

Por primera vez está regulado el autoconsumo compartido y se ha establecido el mecanismo de la factura neta por la que los autoconsumidores podrán ser compensados por sus excedentes de energía.

Pero todo no son luces en el mundo del autoconsumo en España. Aunque no lo parezca, siguen existiendo muchas trabas. Puede que no sean desde el Gobierno, pero algunos municipios españoles, de todo signo político, exigen y piden cosas a los desarrolladores de autoconsumo que incluso son inexplicables.

Este diario se ha puesto en contacto con Holaluz, la compañía que consiguió por primera vez instalar autoconsumo compartido en España, y es una de las empresas que más apuesta por el autoconsumo con cientos de instalaciones por todo el país. El objetivo era conocer si realmente se están encontrado algún tipo de traba a la hora de pedir las licencias o querer desarrollar el autoconsumo. Y como sucede en muchas cosas, hay de todo en los campos de España.

Con la ayuda de Holaluz, hemos podido elaborar una pequeña lista de municipios donde se están encontrando con trabas que en algunos casos son estrambóticas. La comercializadora ya está trabajando con algunos de estos ayuntamientos para tratar de acabar con estas trabas. Unos impedimentos que van desde tasas a paneles solares que superan en mucho el impuesto al sol, hasta licencias que no hay por donde cogerlas.

Esta sería la lista de municipios que ponen trabas al autoconsumo:

Altafulla (Tarragona)

En este municipio han denegado una licencia por el posible reflejo de los paneles a los vecinos y por protección del patrimonio histórico cuando en inmueble no tenía la consideración de patrimonio histórico.

Arganda del Rey (Madrid)

Esta localidad madrileña de más de 50.000 habitantes requiere el procedimiento de licencia de obra mayor, solicitando documentación completamente inaplicable para autoconsumo como cumplimentar un documento para edificación de viviendas en que hay que indicar las plantas que va a tener el edificio, etc.

Rubí (Barcelona)

Esta localidad catalana que ha sido un ejemplo de la transición energética en otros aspectos, parece que con el autoconsumo tiene algún problema:

1.- Obligación de depositar un aval por la gestión de los residuos “escombros” de la instalación de 150 euros. En el peor de los casos, una instalación de autoconsumo solo genera residuos en forma de cajas de cartón y el plástico que envuelve los paneles. La obligación del aval deriva de un Decreto Catalán que aplica sólo para Licencias de obras. En este caso, aunque el trámite en Rubí es de comunicación previa, siguen insistiendo en el depósito del aval.

2.- Además, este municipio exige un depósito de aval por posibles desperfectos a la vía pública de 230 euros, cuando no se ocupa la vía pública para realizar la instalación.

La Bisbal del Penedès (Tarragona)

Este es posiblemente el caso más sangrante. El municipio aplica unas tasas de 120 euros por panel solar instalado. A lo que se suma el Impuesto sobre construcciones, instalaciones y obras (ICIO) del 3,8% del presupuesto. Ello supone un gravamen impositivo del 27,5% sobre el coste del presupuesto. Hay que tener en cuenta que la tasa es superior al coste de un panel fotovoltaico a día de hoy.

Miraflores de la Sierra (Madrid)

Para la licencia de obras piden presentar el justificante de inscripción en el Registro de Autoconsumo de Energía del Ministerio y copia de los
documentos remitidos para formalizar la inscripción. Lógicamente no se puede registrar una instalación que aún no se ha hecho.

Valencia (Comunidad Valenciana)

Pero los problemas no solo son en municipios pequeños. Por ejemplo, en Valencia solicitan entregar un informe de reflexión. Quieren saber en cada momento del día hasta donde llegan los rayos de luz que se reflejan de los módulos solares.

Palencia (Castilla y León)

En otra capital de provincia como Palencia solicitan un proyecto técnico, para una instalación de menos de 5 kW, por qué exigen licencia de obra mayor y en este caso se requiere proyecto técnico. Sin embargo, de acuerdo al Reglamento electrotécnico de baja tensión, las instalaciones de autoconsumo de menos de 10 kW requieren de memoria técnica, y solo las mayores de 10 kW requieren proyecto técnico. Realizar un proyecto implica un coste mayor de tiempo y dinero para el interesado. Además, no aceptan la presentación de documentación por vía telemática.

Manresa (Barcelona)

En la localidad catalana existe la obligación de depositar un aval por la gestión de los “escombros” de la instalación de 150 euros. No aceptan la presentación de documentación por vía telemática y requieren para presentar varias veces documentación repetida. Todo ello contraviniendo la Ley 39/2015, de procedimiento administrativo común de las administraciones públicas.

Paracuellos de Jarama (Madrid)

El municipio madrileño solicita que se presente un documento con la aprobación por parte de la Agencia Estatal de Seguridad Aérea (AESA) o del Ministerio de Defensa para poder ponerte paneles solares en tu casa. Debe ser que es por si ciegan a los pilotos de los aviones. Paracuellos del Jarama se encuentra relativamente cerca del Aeropuerto de Madrid Adolfo Suárez Barajas.

Pepino (Toledo)

En este municipio no aceptan la presentación de documentación por vía telemática. Por tanto, el interesado debe ir presencialmente en horario de atención al público para entregar la documentación.

San Sebastián de los Reyes (Madrid)

En esta localidad madrileña se entrega la documentación de forma telemática pero el ayuntamiento sólo responde por correo postal al interesado, lo que supone que desde que emiten una resolución (sea de subsanación o de concesión de la licencia) hasta que el interesado la recibe, puede pasar un mes. Ello sumado a que el tiempo de resolución medio es de tres meses.

El Masnou (Barcelona)

Obligan a que haya una distancia mínima de 2 metros desde la fachada hasta los paneles solares (aunque estén colocados pegados al tejado) para que no se vean desde la calle. Ello puede hacer inviable una instalación por falta de suficiente superficie útil dónde colocar los paneles.

Villalobón (Castilla y León)

Al igual que en Masnou, obligan a dejar una distancia mínima de 2 metros desde la fachada principal hasta los módulos solares (aunque estén colocados en la misma pendiente del tejado). Ello puede hacer inviable una instalación por falta de suficiente superficie útil dónde colocar los paneles.

Málaga (Andalucía)

Otra capital de provincia en la que es casi mejor ni pensar en autoconsumo. Tardan seis meses en resolver la licencia.

Alcobendas (Madrid)

En este caso, la localidad pide un trámite de licencia de obra menor. Además, solicitan presentar el Certificado Técnico final de la instalación aunque sea menor de 10 kW.

Con todos estos casos de trabas administrativas al autoconsumo (ni son todos los que están, ni están todos los que son), sería bueno que se tratase de alguna forma evitar este tipo de trabas administrativas.

Un ejemplo puede ser que desde el Ministerio para la Transición Ecológica o desde el propio IDAE se obligara a todos los ayuntamiento a hacer un modelo de requirimientos y que sea igual en todos los municipios y se eviten casos tan llamativos como los mencionados.

Por fin ya hay fecha. Será el próximo 1 de marzo cuando los autoconsumidores españoles ya puedan oficialmente verter los excedentes que producen sus instalaciones a la red. El operador del sistema, Red Eléctrica, ya ha avisado a los agentes del sector, entre ellos, distribuidoras y comercializadoras, para que estén preparados para esa fecha en la que se ponen en marcha las modificaciones de los procedimientos de operación de medidas y de liquidaciones adaptados al RD 244/2019.

«A partir del 1 de marzo las comercializadoras podrán comprar el saldo, es decir, lo que consumen en conjunto sus clientes menos los excedentes de aquellos clientes que tengan autoconsumo», explica Javier Colón, de la consultora Neuro Energía.

En total, casi 11 meses han pasado desde que el Gobierno aprobara la nueva normativa que derogaba el denominado impuesto al sol, y daba la oportunidad a los autoconsumidores de ser compensados por sus excedentes a través de una factura neta, y de poder autoconsumir de forma colectiva.

El vuelco es total. Sin estar aún activo este procedimiento, al menos oficialmente, las instalaciones de autoconsumo solar en España se han duplicado y alcanzaron en 2019 los 459 MW. Se prevé que el crecimiento sea exponencial durante los próximos años y ya se habla de un potencial en España que ronda los 3 GW.

Ahora, las comercializadoras se convertirán en los interlocutores con Red Eléctrica para informarles sobre la liquidación de estos excedentes así como de los cambios que sufran las distintas instalaciones, ya sean de propiedad de la instalación, de tipo de autoconsumo o de tamaño, etc.

Los procedimientos de operación aprobados para ello son el 14.4 y el 14.8.

Los sujetos de liquidación que necesiten unidades de programación para la participación en mercado y liquidación de las distintas modalidades de autoconsumo aprobadas en dicha norma, pueden solicitar el alta de las unidades a Red Eléctrica, en caso de no disponer de ellas actualmente, para la programación del 1 de marzo de 2020.

Dentro de unos 18 días, el mecanismo que permite saldar en una única factura al consumidor que instale placas solares fotovoltaicas en su tejado el beneficio que se pueda obtener por el vertido de los excedentes que la instalación de generación produzca y no sean autoconsumidos será una realidad.

Hasta ahora algunas comercializadoras ya han ido trabajando y ofreciendo desde hace unas semanas este servicio de compensación por sus excedentes. Lo que sucedía es que la comercializadora de turno compraba todo el suministro para la instalación sin tener en cuenta los excedentes y si devolvía esos excedentes a su cliente era contra el margen de ese suministro.

Ahora ya no. Tal y como explicó en un artículo Javier Colón en este diario, «las Comercializadoras que trabajen con este tipo de Autoconsumidores tendrán que adquirir menos energía, realizando unos pagos inferiores por la misma asociados fundamentalmente con el precio del mercado mayorista o Pool gestionado por OMIE, pero debiendo soportar el resto de costes (como pagos por capacidad, interrumpibilidad, restricciones…) por el total de energía consumida por sus clientes en barras de central sin tener en cuenta el descuento de los excedentes.»

Ahora solo toca disfrutar del descuento de la factura. Tengan en cuenta, señores autoconsumidores que con esta norma no se van a forrar.

Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) de la energía se estancaron en 33 gigatoneladas en 2019, a pesar de que la economía mundial creció en un 2,9 por ciento, según datos de la Agencia Internacional de la Energía, que concluye que esta estabilización se debió al aumento de las energías renovables (principalmente solar y eólica), al crecimiento de la nuclear y al cambio del carbón por el gas natural.

Se trata de la primera vez que las emisiones dejan de crecer después de dos años de crecimiento. Entre las causas, la AIE explica también que otro de los factores ha sido el clima más templado en varios países y a un crecimiento económico más lento en algunos de los mercados emergentes.

El director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, ha declarado que ahora es preciso «trabajar duro» para asegurar que 2019 «sea recordado como un pico definitivo en las emisiones globales, no solo otra pausa en el crecimiento».

Birol ha añadido que existen las tecnologías energéticas para lograrlo y que se tiene que hacer «uso de todas ellas». «La AIE está construyendo una gran coalición centrada en la reducción de emisiones, que abarca gobiernos, empresas, inversores y todos con un compromiso genuino de abordar nuestro desafío climático», ha subrayado.

En un comunicado la agencia internacional explica que este estancamiento se debió a una disminución «significativa» de las emisiones en las economías avanzadas en 2019 que se compensó con el «crecimiento continuo en otros lugares».

En concreto, la mayor disminución de emisiones a nivel de país estuvo protagonizada por Estados Unidos, con una caída de 140 millones de toneladas, lo que representa un 2,9%. Desde el año 2000 las emisiones del país norteamericano disminuyeron en una gigatonelada desde aquel año que fue su pico. Se trata, según la AIE de la «mayor disminución absoluta de cualquier país en ese período».

El motivo de este descenso ha sido la reducción del 15% en el uso del carbón para generación de energía. Las centrales eléctricas de carbón tuvieron una fuerte competencia por el gas natural, ya que el gas tuvo unos precios de referencia un 45% más bajos que en 2018.

De hecho, el gas aumentó en la generación de electricidad hasta un máximo histórico del 37% y a ello se une el hecho de que la demanda de electricidad también cayó porque la demanda de aire acondicionado y calefacción fue menor por el clima más templado de verano e invierno.

En cuanto a la Unión Europea, incluido el Reino Unido, en su conjunto también registró un descenso en las emisiones del sector eléctrico de 160 millones de toneladas de CO2, es decir un 5% en el año 2019, hasta las 2,9 gitatoneladas.

En los Veintiocho, la tendencia fue impulsada por el sector eléctrico que cayó en 120 millones de toneladas de CO2 o un 12% gracias al aumento de las renovables y al cambio del carbón por gas. De hecho, la producción de las centrales eléctricas de carbón cayó en más de un 25% en 2019 y el gas aumentó casi el 15%, hasta alcanzar al nivel del carbón por primera vez.

Además, la energía eólica estuvo a punto de alcanzar a la generación eléctrica con carbón.

Japón, por su parte, también redujo sus emisiones de CO2 en 45 millones de toneladas, lo que representa un 4%. Esto es el ritmo más rápido de disminución desde el año 2009. La mayor caída de emisiones se debió en el país nipón a que los reactores nucleares –muchos de ellos parados tras el accidente de Fukushima en 2011– volvieron a operar recientemente y supusieron el 40% de la electricidad y permitió a Japón reducir la generación con centrales de carbón, gas y petróleo.

China e India aumentan su demanda de carbón

Por el contrario, fuera de las economías avanzadas las emisiones crecieron en casi 400 millones de toneladas en 2019, y casi el 80% de este crecimiento vino de Asia. En la región, la demanda de carbón continuó expandiéndose, hasta superar más del 50% del uso de la energía, que supusieron cerca de 10 gigatoneladas de emisiones.

En China, las emisiones crecieron, pero se vieron atenuadas por un crecimiento económico más lento y una mayor producción de fuentes de electricidad bajas en carbono. Las energías renovables continuaron expandiéndose en China, y 2019 también fue el primer año completo de operación de siete reactores nucleares a gran escala en el país.

La Agencia Internacional de la Energía añade que en India, el crecimiento de las emisiones fue «moderado» y disminuyeron ligeramente aunque la demanda de electricidad se mantuvo estable y el fuerte crecimiento de las renovables provocó que la generación de electricidad a carbón cayera por primera vez desde 1973.

El doctor Birol ha manifestado que esta «bienvenida detención» en el aumento de las emisiones es un «motivo de optimismo» de que se puede enfrentar el desafío climático «en esta década».

«Es una evidencia de que las transiciones de energía limpia están en marcha, y también es una señal de que tenemos la oportunidad de mover significativamente la aguja sobre las emisiones a través de políticas e inversiones más ambiciosas», concluye el director de la AIE en un comunicado.

Finalmente, el organismo internacional ha anunciado que el próximo mes de junio publicará un Informe Especial de Perspectivas de la Energía Mundial que incluirá una senda de reducción de las emisiones de CO2 de la energía en un tercio para el año 2030 y que situará el camino de cara a objetivos climáticos a largo plazo.

Al respecto, Faith Birol mantendrá este miércoles en París (Francia) un debate con la ministra para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, Teresa Ribera, como representante del país anfitrión de la COP25, así como con los ministros de energía y clima de Polonia, que acogió la COP24 en Katowice, y su homóloga del Reino Unido, que albergará la COP26 en Glasgow a finales de este año.

Autor: Ramón Roca  |  11/02/20

Total, a través de su filial al 100% Total Solar International, se establece en el mercado solar español gracias a dos acuerdos con Powertis y Solarbay Renewable Energy para desarrollar 2 gigavatios (GW) de proyectos solares.

“España disfruta de una exposición al sol excepcional en Europa. Su mercado solar fotovoltaico es uno de los más dinámicos de Europa, con una capacidad que se prevé que aumente de los 6 GW actuales a casi 40 GW en 2030. Estamos muy contentos de ampliar nuestra presencia en este mercado en expansión sostenida gracias a una sólida alianza con promotores locales,” dijo Julien Pouget, director de Energía Renovable de Total.

Sociedad conjunta con Powertis con una cartera de 800 MW

Total Solar International y Powertis, un promotor de centrales solares a gran escala en Europa y Sudamérica, han firmado un acuerdo para formar una sociedad conjunta (65% / 35%) que desarrollará proyectos solares fotovoltaicos en España. Powertis aportará a la sociedad
conjunta una cartera de 800 megavatios (MW) de proyectos que se encuentran en una etapa temprana de desarrollo. La empresa podrá también desarrollar otros proyectos.

Adquisición de una cartera de proyectos de 1,2 GW de Solarbay

Además, Total Solar International ha firmado un acuerdo para adquirir el 100% de una cartera de proyectos solares fotovoltaicos que el promotor español Solarbay está desarrollando actualemente. Los proyectos, de una capacidad total de 1,2 GW, se situarán en las
comunidades autónomas de Andalucía, Aragón y Castilla-La Mancha.

Está previsto que el primer proyecto entre en funcionamiento a finales de 2020 y se aspira que todos los proyectos de ambas carteras estén operativos en 2023. Total pagará retribuciones (success fees) a Powertis y Solarbay en caso de éxito a lo largo de las diversas etapas de desarrollo de los proyectos.

Autor: Ramón Roca11/02/20