Industria al día

Iberdrola ha iniciado la puesta en marcha del complejo eólico Herrera II, integrado por tres parques en la provincia de Burgos, los de La Huesa, Valdesantos y Orbaneja, capaces de abastecer a una población equivalente de 60.000 hogares.

Según ha informado este martes la compañía eléctrica, el complejo tiene una potencia instalada de 63 megavatios (MW) y 14 aerogeneradores.

Iberdrola ha destinado 70 millones de euros al complejo eólico y su desarrollo ha permitido emplear a cerca de 800 profesionales y la práctica totalidad de los trabajos en campo y obra civil han sido realizados por empresas locales.

La mayoría de los componentes de estos aerogeneradores se han fabricado en España: las multiplicadoras, en Burgos; las nacelles, en Soria, y los generadores, en Cantabria.

Los aerogeneradores SG 4.5-145 instalados en Herrera II, con palas de 70 metros de longitud y un diámetro de 145, tres veces mayor que el de los primeros aerogeneradores, son los aerogeneradores terrestres más potentes y grandes de España, con una potencia unitaria de 4,5 MW, casi siete veces superior a la de los primeros aerogeneradores instalados hace más de dos décadas.

Los parques Orbaneja y La Huesa se han construido en los municipios de Isar, Las Quintanillas, Rabé de las Calzadas y Estepar.

El primero de ellos está integrado por siete aerogeneradores, hasta 31,5 MW de potencia instalada; mientras que el segundo cuenta con cuatro turbinas que suman 18 MW.

Valdesantos se ha levantado en el municipio de Estepar y tiene tres aerogeneradores con una capacidad instalada de 13,5 MW.

En Castilla y León, Iberdrola ya opera más de 5.200 MW (1.600 MW son eólicos), lo que sitúa a esta comunidad autónoma como la de más megavatios verdes instalados por esta compañía.

Caixabank es la entidad líder en financiación sostenible de la banca española en Europa durante el primer semestre del año, según la clasificación de Refinitiv, que sitúa al banco como quinto en Europa en este tipo de financiaciones.

Caixabank ha concedido 7.200 millones de euros en financiación sostenible en la primera mitad del presente ejercicio, un 45% más respecto al volumen financiado en todo 2020, consolidándose como uno de los focos de actividad de la entidad.

De esta cantidad, Refinitiv ha considerado 5.900 millones de dólares para la elaboración de su ranking, los procedentes de las operaciones en las que Caixabank es considerada por esta plataforma de información como entidad de máxima relevancia.

Una parte relevante de la financiación sostenible se ha formalizado bajo el formato de préstamos sostenibles, que vinculan el tipo de interés de la financiación a objetivos sostenibles. En esta categoría, en 2021 CaixaBank ha cerrado 38 operaciones por valor de 3.730 millones de euros. Entre ellas, destacan la financiación sindicada de Acciona, la mayor financiación sostenible hasta la fecha en España y pionera a nivel global al garantizar los impactos planteados como objetivos en la financiación, el sindicado de Atresmedia, que se convirtió en el primer préstamo sostenible en España en el sector audiovisual o las financiaciones sostenibles sindicadas formalizadas por Naturgy, Roca o Werfen. En todas estas transacciones, Caixabank ha actuado como Coordinador de Sostenibilidad y Agente.

Por otro lado, CaixaBank ha realizado 8 préstamos verdes por valor de 211 millones de euros.

El precio de los carburantes sigue marcando máximos anuales semana tras semana, manteniéndose en niveles no vistos desde 2014 en el caso de la gasolina y desde 2018 en el del gasóleo, y provocando que en pleno mes de agosto, con la movilidad disparada por las vacaciones estivales, llenar el depósito sea hasta 15 euros más caro que hace un año.

Según los últimos datos del Boletín Petrolero de la Unión Europea (UE), la gasolina se paga actualmente en España a una media de 1,419 euros el litro, mientras que el gasóleo lo hace a 1,270 euros, lo que supone un aumento del 23% y del 20% respectivamente en comparación con el mismo periodo de 2020, y del 7% y del 4% respecto a 2019, antes de la pandemia.

Con estos precios, rellenar un depósito de 55 litros con gasolina cuesta alrededor de 78 euros, frente a los 70 euros que supone hacerlo con gasóleo, superando así en casi 15 euros el precio de hace un año de la gasolina y en 12 euros el del gasóleo.

Respecto a la semana del 21 de junio, cuando comenzó oficialmente el verano, ambos productos son alrededor de un 3% más caros, mientras que si se compara con el inicio del verano de 2020, cuando la movilidad empezaba a recuperarse progresivamente tras el confinamiento decretado durante el primer estado de alarma, la gasolina y el gasóleo se han disparado un 26% y un 24% respectivamente.

El precio de los carburantes mantiene una tendencia alcista desde noviembre. En lo que va de 2021 la gasolina es un 20% mayor y el gasóleo un 19%, y solo ha habido dos semanas en las que el precio ha caído respecto a los siete días previos.

En un periodo vacacional que tradicionalmente registra un marcado aumento de la movilidad, el precio registrado esta semana por la gasolina es el más alto para un mes de agosto desde 2013, mientras que el gasóleo marca su valor más alto para este mes desde 2015.

Pese a la escalada de precios, ambos carburantes siguen aún lejos de los máximos históricos que alcanzaron la semana del 3 de septiembre de 2012, hace casi nueve años, cuando la gasolina costaba 1,522 euros y el gasóleo, 1,455 euros.

Grandes diferencias por territorios

No obstante, esta fotografía cambia según el territorio en el que se pare a repostar, y es que los precios que aparecen en el Boletín Petrolero son una media nacional para los dos carburantes más frecuentes en España, la gasolina 95 y el gasóleo.

De hecho, Canarias y las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla tienen una fiscalidad diferente, lo que se traduce en unos precios más bajos.

Tal es el caso de Agüimes y Gáldar, en Las Palmas de Gran Canaria, o Adeje, Los Realejos y la propia Santa Cruz de Tenerife, donde la gasolina más cara no llega ni al euro por litro, según los datos del Geoportal de gasolineras del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

La gasolina más barata y más cara

En la península, la más barata se encuentra en el municipio valenciano de Cortes de Pallás, a 1,149 euros el litro, conforme a la misma fuente.

A un precio sensiblemente superior, aunque por debajo de la media, está en Algeciras (Cádiz), donde el litro se paga a 1,187 euros, seguido de los municipios jienenses de Torreblascopedro y Sabiote, a 1,2 euros y 1,225 euros, respectivamente.

Por el contrario, la gasolina más cara de toda España se encuentra en la localidad granadina de Baúl, a 1,695 euros el litro; Bembibre (León), a 1,599 euros; y Badajoz y Calonge (Gerona), a 1,569 euros en ambos casos.

El gasóleo más barato y más caro

Respecto al gasóleo, en la península el más asequible está en Navalvillar de Pela (Badajoz), a 1,039 euros; acto seguido aparece Andújar, a 1,043 euros, y de nuevo Cortes de Pallás, en Valencia, a 1,047 euros.

Baúl, en Granada, vuelve a tener el combustible más caro, con el gasóleo a 1,529 euros el litro, seguido de Burriana, en Castellón, a 1,444 euros; Montseny, en Barcelona, y Cabanes, en Castellón, a 1,439 euros; así como Es Mercadal y Santa Eulalia del Río, en Baleares, a 1,419 y 1,409 euros, respectivamente.

Acerinox y Técnicas Reunidas han llegado a un acuerdo para trabajar conjuntamente en el estudio del proceso de descarbonización de las instalaciones de Acerinox Europa, la planta que la primera posee en Los Barrios (Cádiz), según confirmaron ambas empresas en un comunicado conjunto.

La planta integral de producción de acero inoxidable con más de 1.800 empleados y una capacidad de producción superior al millón de toneladas anuales. 

El proyecto conjunto permitirá identificar las tecnologías de descarbonización que resultan más adecuadas para cada subproceso industrial, con especial atención a la electrificación a partir de energías renovables, el hidrógeno –verde o azul–, las bioenergías, o la captura y almacenamiento de carbono.

Las tecnologías finalmente seleccionadas compatibilizarán el cumplimiento de los requisitos operativos de las instalaciones con los objetivos de descarbonización, adelantándose así a las nuevas exigencias regulatorias en la materia que la Unión Europea acaba de anunciar, explican Técnicas Reunidas y Acerinox.

A partir de este análisis, diseñarán la hoja de ruta, con objetivos a medio y largo plazo, a la que se ajustará el calendario de inversión que asumirá Acerinox para alcanzar sus objetivos de descarbonización. Este calendario se fundamentará en criterios de madurez tecnológica y de negocio de cada tecnología, así como en la optimización de la inversión de Acerinox.

Acerinox aportará a este proyecto su amplio know-how, instalaciones y apuesta por la innovación en la industria, así como la de oportunidad de mejora como parte de nuestra cultura.  

Por su parte, Técnicas Reunidas aportará al proyecto su amplio conocimiento y experiencia en las distintas tecnologías asociadas a la transición energética y su integración en procesos industriales complejos.

Este proyecto con Acerinox es uno de los primeros pasos de Técnicas Reunidas en su objetivo de diversificar las actuaciones en materia de descarbonización y transición energética que lleva desarrollando en los últimos años en los ámbitos habituales de su actividad para extenderlas a otras industrias que son intensivas en el consumo de energía.

Acerinox es una de las empresas más competitivas del mundo en la fabricación de aceros inoxidables y aleaciones de alto rendimiento. Con presencia en los cinco continentes, con fábricas en cuatro de ellos y suministro a clientes de todo el mundo.  Tiene más de 8.100 empleados y vende sus productos a través de una red comercializadora presente en 57 países de los cinco continentes y constituida por 35 oficinas comerciales en 31 países, 15 agentes comerciales que sirven a 26 estados, 18 centros de servicio y 25 almacenes.

Técnicas Reunidas, por su parte, es una compañía española que se sitúa entre las s más importantes de su sector, con presencia en 25 países y una trayectoria que suma más de 1.000 plantas industriales a lo largo de sus 60 años de experiencia.

Su negocio está centrado principalmente en la realización de proyectos de ingeniería, producción y procesamiento de gas natural, desarrollo de plantas industriales para la producción de combustibles limpios y productos petroquímicos y el impulso de tecnologías avanzadas de baja emisión de carbono, como el hidrógeno verde, el secuestro y captura de CO2, los biocombustibles o la recuperación de residuos, etc.

Cuenta con más de 7.500 empleados, de los cuales la mayoría son ingenieros altamente cualificados, y sus ingresos alcanzaron la cifra de 3.500 millones de euros en el año 2020.

Tras dos turbulentas semanas, los ministros de la OPEP y de sus aliados, liderados por Rusia, acordaron ayer aumentar su producción conjunta de forma escalonada en los próximos cinco meses, hasta llegar a los dos millones de barriles diarios (mbd) adicionales en diciembre.

De esta forma, la alianza conocida como OPEP+ reduce hasta unos 3,8 mbd su recorte pactado en abril de 2020 -entonces 9,7 mbd- como respuesta a la crisis del coronavirus y el desplome de la demanda global de crudo.PUBLICIDAD

En un comunicado, el secretariado de la OPEP explicó que el aumento de la producción empezará en agosto próximo, con una subida de 400.000 barriles diarios adicionales cada mes hasta diciembre. Los 23 países miembros de OPEP+ acordaron además de forma unánime extender hasta finales de 2022 el acuerdo base del recorte de producción, para eliminarlo de forma gradual el año que viene.

Con el gran recorte de 2020, los productores reaccionaron al desplome de la demanda petrolera mundial por la crisis de la pandemia del coronavirus, que pasó de casi 100 mbd a unos 90 mbd.

El ministro de Petróleo saudí, Abdulaziz ben Salman, destacó en una rueda de prensa telemática que el objetivo de los productores es haber eliminado hasta septiembre 2022 por completo el recorte y ofrecer la cantidad habitual de crudo al mercado.

«OPEP+ está aquí para quedarse», agregó el ministro, en un intento de eliminar cualquier duda sobre el futuro de la alianza, tras dos semanas de disputas sobre las cuotas de producción.

Las negociaciones, con el objetivo de evitar más presión al alza sobre los precios del crudo, que a su vez amenaza el crecimiento económico global, se habían estancado por un desacuerdo entre Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos (EAU).

Los precios del crudo se encuentran actualmente en torno a los 75 dólares por barril, un 20% más que en verano del año pasado. En cuanto al futuro cálculo de las cuotas de producción, los ministros acordaron hacer una leve revisión que beneficiará a ciertos miembros de la alianza, concretamente Rusia, Arabia Saudí, los EAU, Iraq y Kuwait. Rusia y Arabia Saudí podrán ajustar a partir de mayo de 2022 su base de cálculo para un eventual ajuste de la producción en 0,5 millones de barriles cada uno (hasta 11,5 mbd cada uno), mientras que los Emiratos lo harán en 0,33 mbd, hasta 3,5 mbd. En el caso de Iraq y Kuwait, esa base de cálculo sube en 0,15 mb/d, cada uno, hasta 4,803 mbd (Iraq) y 2,959 mbd (Kuwait).

El nivel de cumplimiento del recorte pactado el año pasado se situó en junio en el 113%, o sea, se cumplió más de lo acordado. Tras las cinco subidas mensuales de producción en lo que queda de año, los ministros evaluarán nuevamente la situación en diciembre incluyendo el nivel de cumplimiento. En su último informe mensual sobre el mercado petrolero, los analistas de la OPEP estiman que la demanda global de crudo crecerá en el segundo semestre del año un 4,8% y el año que viene un 3,5%. De esta forma, se prevé que la demanda global supere el año que viene por primera vez en la historia los 100 mbd.

La alianza OPEP+ tiene previsto producir a partir de mayo 2022 cerca de 45,5 mbd, con 26,8 mbd de los 13 países de la OPEP y 17,7 mbd de los otros diez países productores. La próxima reunión de los ministros de la alianza está prevista para el 1 de septiembre.

Muchos jóvenes con titulaciones técnicas como ingenierías deciden abandonar Andalucía en busca de trabajo en otras comunidades autónomas, o incluso fuera de España, por la escasez de oportunidades en empresas andaluzas. Esta tendencia solo puede revertirse con la instalación en Andalucía de compañías tecnológicas capaces de crear puestos de trabajo de calidad y en sectores con proyección de futuro como energía, telecomunicaciones o movilidad. Este es el caso de WoodSwallow, una startup dedicada al diseño y desarrollo de productos de Internet de las Cosas (IoT). Su fundador Manuel Álvarez, ingeniero de telecomunicaciones, ha creado un equipo de 40 personas desde Sevilla.

El plan propone simplificar 120 procedimientos administrativos autonómicos ligados a la regulación económica, que representan alrededor del 25% de los trámites que tienen que ver con el inicio o el desarrollo de la actividad empresarial, según informa la Consejería en una nota.

Para acometer esta reforma, Transformación Económica y el resto de departamentos de la Junta están revisando más de 450 procedimientos administrativos de carácter autonómico con incidencia, sobre todo, en turismo, industria, comercio,  agroindustria y servicios.

La previsión es que este mismo año se flexibilicen ya más de 80 procedimientos, sobre todo en lo que se refiere a las autorizaciones, declaraciones responsables y comunicaciones previas. En una segunda fase, se aplicará otra renovación que incluye unos 60 más hasta 2024.El plan aborda otras líneas de acción, como la implantación de iniciativas empresariales en el medio rural, y la simplificación de trámites en actividades agrícolas y agroalimentarias. La Junta también busca «la mejora de la regulación económica en el ámbito local en lo que respecta a la oferta de suelo o los instrumentos de planeamiento urbanístico».La Consejería de Transformación Económica ha elaborado este instrumento apoyada en tres grupos de trabajo, uno de carácter sectorial, otro transversal y un tercero compuesto por expertos, entre altos directivos de la Administración, especialistas procedentes del mundo universitario y de la empresa y por funcionarios cualificados. El documento ha contado, además, con la participación de los principales agentes económicos y sociales más representativos (UGT, CC.OO. y CEA).

Estos últimos días, una vez más, han sido noticiosos los precios de la energía eléctrica, coincidiendo además con la modificación de la estructura de la factura para los consumidores domésticos, basada en el establecimiento de tramos horarios de diferente precio. Todos hemos conocido los chistes visuales, algunos desternillantes, que se han hecho al respecto de las horas en las que sería más conveniente poner en marcha uno u otro electrodoméstico y también todos somos conscientes de que tal desplazamiento de consumos no es demasiado factible, por muy buena voluntad que le pongamos a contribuir a los grandes objetivos climáticos. La explicación que ha dado el gobierno a tal cambio en la factura queda muy bonita para la galería: animar o estimular una mayor eficiencia en el uso de la energía eléctrica, pero no es consuelo para los consumidores. Los grandes objetivos mundiales están muy bien, todos los asumimos siempre que no afecten a nuestro bolsillo. Es decir, bienvenidos sean siempre que no tengamos que soportar el coste de alcanzarlos, o siempre que no percibamos ese coste.

Tenemos un problema muy serio con el coste de la energía eléctrica, que se está situando entre los más elevados de Europa y que, como casi siempre, estamos abordando con improvisaciones. Menos mal, vaya por delante, que la izquierda está gobernando la nación, sino a sus dirigentes les habría bastado con culpar a los beneficios de las grandes eléctricas, a las puertas giratorias, o a cualquier otra causa que rehúya la realidad. Esta realidad, ésta no es otra que el camino emprendido hacia una modificación muy profunda de nuestra generación eléctrica, un camino muy costoso por las inversiones que es necesario realizar y a las que, dadas las condiciones habitualmente establecidas, se les exige una amortización financiera en un período bastante más corto que el de su vida útil. Afortunadamente, los actuales mecanismos de subasta están introduciendo competencia en precios entre proyectos y la progresiva extensión de acuerdos directos entre generadores y grandes consumidores están permitiendo una extensión de la generación renovable sin necesidad del perverso mecanismo de primas a la generación, que la alentó desde 1998 hasta hace pocos años. Pero las primas concedidas en el pasado, aún con modificaciones que fueron muy criticadas porque el gobierno era de derechas, siguen teniendo un peso muy importante en los costes del sistema. Tan importante como para que el director de responsabilidad social de una gran eléctrica haya manifestado, hace algunos días, que no era conveniente reflejar en la factura las inversiones en renovables porque no sería entendido o aceptado por el público. No le falta razón, y su afirmación no es criticable sino un ejercicio de sinceridad y un fiel reflejo del despotismo ilustrado que está rigiendo la transición energética.PUBLICIDAD

Tal parece que algunos gobiernos, el nuestro entre ellos, consideran que los ciudadanos somos incapaces de entender la racionalidad que está detrás de esta transición y que, en consecuencia, no aceptaríamos los costes que conlleva. Si, además, momentos anteriores de subida de los precios de la electricidad, han sido justificados de manera poco menos que pueril –el oligopolio eléctrico, etc.- en lugar de con explicaciones sensatas, se comprenden las dificultades que afronta el gobierno actual, al que no le queda más remedio que aludir a los precios del gas natural o a los precios de los derechos de emisión de CO_2. El mercado europeo de estos derechos se ha salido de madre y la tonelada de dióxido de carbono se cotiza muy por encima de los precios que se consideraban un objetivo a alcanzar hace pocos años. Los precios promedio en lo que va de mes son 51,71 euros por tonelada y el que se consideraba bueno –el que conducía a los objetivos pretendidos- era del orden de 20 euros. En este precio se encontraba el promedio anual en 2008, pero descendió, comprensiblemente, a poco más de 13 euros en 2009 y fue inferior a 10 desde 2012 a 2017, bajando incluso a sólo 4,45 en 2013. ¿Qué solución se le dio? Pues simplificando, la de reducir las asignaciones gratuitas a los sectores regulados con el fin de elevar la demanda. Unido a ello, hay una especulación en este mercado que es fácilmente explicable: el comprador tiene la seguridad de que los derechos que ha adquirido van a ser necesarios y que los podrá vender con beneficio. Se ha alejado de su finalidad original, que era la de servir a una limitación global de emisiones y facilitar las transacciones entre quienes no utilizan la totalidad de sus derechos y quienes los necesitan. Probablemente, además, los precios actuales están señalando que no todavía no hay soluciones técnicas factibles o razonables para reducir las emisiones en los sectores objeto de regulación al ritmo que han establecido los objetivos públicos.

Otra explicación para los actuales precios de la electricidad viene dada por el precio del gas natural, el combustible de los ciclos combinados, que suele moverse con el precio del petróleo. Pero no puede ser una sorpresa para nadie que ese precio esté ascendiendo tras los habidos en el año de la pandemia. Ese precio no está reflejando una escasez del recurso, sino limitaciones de oferta ya que, visto el panorama de los hidrocarburos, no es muy probable que los operadores de estas fuentes de energía se animen a hacer nuevas inversiones.

Y en este momento, y durante bastante tiempo, los precios del gas natural van a determinar los precios de la energía en nuestro mercado eléctrico en determinadas horas del día, en las que no se puede atender la totalidad de la demanda con nuclear, hidroeléctrica y renovables. Tardará tiempo hasta que esto sea posible; entre otras razones porque no hay todavía una solución eficaz para el almacenamiento de energía, ni aunque todas las termosolares gestionables se orienten hacia la generación nocturna.

Ante este panorama se han propuesto algunas soluciones, pintorescas en algún caso, abusivas en otro y algunas muy razonables. Entre estas últimas, la reducción del IVA de la electricidad –habrá que compensarlo con la subida del impuesto a algunos productos o actividades- o la suspensión del impuesto a la generación de electricidad, lo que ya se ha hecho alguna vez. Entre las abusivas, no hay más remedio que mencionar la penalización a la generación no emisora de dióxido de carbono –nuclear e hidroeléctrica- porque no tienen que comprar derechos de emisión y perciben beneficios “caídos del cielo” y no merecidos. ¿Pero no se pretendía reducir las emisiones? y la generación renovable, que tampoco compra derechos de emisión ¿se ve exonerada porque sí? Quizá fuese más sensato analizar y corregir las deficiencias y efectos no deseados del mercado europeo de derechos de emisión.

Entre las soluciones pintorescas, baste mencionar la sugerencia de reducción de beneficios de las grandes eléctricas, propuesta hace unos días por una conocida asociación de defensa del consumidor o la idea de crear una empresa eléctrica pública, con el fin, según dicen, de introducir verdadera competencia en el mercado y reducir los precios. Esto, sencillamente, no tiene ningún sentido por el elevado porcentaje que en la factura suponen los peajes, establecidos por la CNMC, y los cargos, establecidos por el ministerio del ramo. Tal empresa pública no construiría sus propias redes, como es lógico, con lo cual el menor precio para el público vendría de un menor margen en la comercialización –que no es muy elevado-, si fuese compradora de electricidad, o de una oferta más barata en el mercado mayorista, si fuese generadora. Pero ¿qué tecnología emplearía? Cabe dos alternativas: comprar potencia instalada de generación convencional o invertir en generación renovable. Si fuese lo primero, habría una cola de ofertantes; si fuese lo segundo, ¿para qué hacer algo que el mercado ya está haciendo por sí mismo? ¿Aceptaría la empresa pública vender a unos precios inferiores a los del mercado? ¿Pondría en riesgo los beneficios que son necesarios para amortizar sus inversiones? ¿Construiría sus plantas con cargo al presupuesto o acudiendo al mercado financiero?

Esto no es una solución justificable, en modo alguno. La función de lo público es una regulación inteligente y absolutamente independiente de unos u otros intereses, e incluso independiente de ideología si fuese posible. Es también función de lo público llevar al presupuesto y no a la factura los costes de las decisiones políticas. También lo es reducir los costes y tiempos de tramitación de nuevos proyectos de generación renovable. Es también una obligación no crear espejismos de abaratamiento gracias al nuevo modelo de generación, porque que tardarán tiempo en hacerse realidad de manera generalizada. Y, sobre todo, es necesario explicar la realidad; hacer ver al ciudadano los costes y dificultades técnicas que conlleva la transición energética, y hacerle comprender que el gobierno no puede improvisar remedios cada vez que sube el precio de la electricidad. Pero para esto hay que abandonar la demagogia y la propaganda, que siempre se vuelven en contra, y tener algo más de luces. No es fácil, no, por lo que estamos viendo.

El autoconsumo eléctrico en Andalucía bate récords. Desde 2019, año en el que el Gobierno impulsó una normativa que facilitaba su expansión, las instalaciones se han multiplicado exponencialmente. Según los datos de la Agencia Andaluza de la Energía, a 31 de diciembre de 2020 había 10.900 instalaciones en Andalucía, lo que supone multiplicar por 24 la cifra que había justo dos años antes. A finales de 2018 Andalucía era una liliputiense en este sector, con solo 450 instalaciones. En términos de potencia, a cierre del año pasado había 126,5 megavatios (MW) de autoconsumo, el 22% del total nacional y 3,5 veces más que en 2018.

El acelerón es aún mayor en 2021. Acorde con los datos de la Dirección General de Energía de la Junta de Andalucía, se han registrado hasta mayo 5.605 instalaciones de menos de 100 kilovatios, lo que significa que el total a día de hoy ya supera los 16.500. Si en España se espera llegar a uno o 1,2 gigas este año, lo normal es que Andalucía esté entre 220 y 250 MW a final de año.

Los datos son buenos y la curva de ascenso se empina, pero aún queda mucho trecho por recorrer. «Con países como Alemania no nos podemos comparar porque vamos a salir mal parados -afirma José Vicente Espino, delegado en Andalucía de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) y fundador de la empresa Enerdos-; con menos horas de sol multiplican por tres lo que aquí tenemos, no solo porque no hay restricciones sino por conciencia medioambiental; hace 15 años aquí parecía posible reciclar y ahora se mira mal al que no lo hace. Pasará lo mismo con el autoconsumo. Con ocho millones de habitantes, las instalaciones son aún pocas pero vamos en la buena dirección». 

LA INVERSIÓN PARA UNA VIVIENDA PUEDE OSCILAR ENTRE 5.400 Y 8.000 EUROS, CON UNA AMORTIZACIÓN DE ENTRE SEIS Y DIEZ AÑOS

Esa «buena dirección» se inició el 5 de abril de 2019 con el decreto de autoconsumo, que eliminaba el impuesto al sol (que solo se aplicaba para instalaciones de más de 10 kilovatios), suprimía peajes y trabas como el límite de potencia contratada e introducía nuevas figuras como el autoconsumo compartido (aún en estado incipientes, aunque ya hay dos instalaciones de este tipo en Sevilla capital) y la compensación de excedentes. Esto último significa que se permite al propietario de una instalación de autoconsumo vender la energía sobrante que genera previo acuerdo con la comercializadora. «No es la panacea. En muchos casos compramos a 13 y vendemos a cinco. Pero es un primer paso para no desaprovechar la energía que se está produciendo», afirma José Vicente Espino.

El abaratamiento de los precios respecto a unos años atrás también ha favorecido el autoconsumo. Una instalación fotovoltaica, la más habitual, de tres kilovatios (que puede corresponder a una familia normal) cuesta hoy unos 5.400 euros y una de cinco unos 8.000. Hace diez años el precio de esta última podía oscilar entre 30 y 36.000. La amortización de la inversión va de los seis a los diez años y el rendimiento de las placas al 100% puede llegar a 25 años. La vida se alarga más allá, aunque ya no al máximo nivel.

Otra razón de peso es el ahorro y más ahora con la factura de la luz disparada. «Puede ser de entre un 30 y 50% del recibo, y será más o menos dependiendo de lo bien que se adapte la instalación a tu consumo. En el momento en que más produce mi instalación más tengo que consumir. Y eso, en el caso de la energía solar, es en las horas pico de la nueva tarifa. Ahí es cuando hay que consumir, porque es donde más ahorras», afirma Lucía Dolera, directora de Proyectos de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA). Recordemos que la mayoría de los emplazamientos de autoconsumo están conectados a la red, que surte de energía al hogar o empresa cuando -en el caso de la fotovoltaica, la energía más común- no hay sol. Si se pretende autoconsumo total, hace falta invertir en una batería de almacenamiento, lo que eleva el coste de construcción entre un 30% y un 40%.

El ‘boom’ de la demanda en comparación con lo que había antes ha cambiado radicalmente el mercado. «En autoconsumo doméstico están apareciendo todos los actores del mundo, desde grandes de la distribución hasta las propias energéticas; en 37 años que llevo en el sector no he visto esto en mi vida«, señala José Carlos García Caballero, CEO de Solar del Valle, empresa con sede en Córdoba y que opera en toda Andalucía, aunque sobre todo en el sector industrial.

García Caballero advierte de que esta situación está generando problemas, porque, por un lado, «no hay suficientes profesionales» para sustentar tanta empresa; y, por otro, la competencia hace que muchas opten por comprar materiales de menor calidad, procedentes de China. «Esto no es como comprar una lavadora. Es un producto ad hoc (adaptado a cada cliente), y debe haber buenos profesionales y productos certificados. Este caso lo barato es doblemente caro», añade Lucía Dolera.

EL ORIGEN DEL CRECIMIENTO ESTÁ EN LA NUEVA NORMATIVA DE ABRIL DE 2019 QUE FAVORECIÓ EL AUTOCONSUMO

A esta situación se le añade otra más coyuntural: los precios de las materias primas (cobre, paneles, estructuras metálicas) están disparados en el mercado internacional. «En cinco meses, se han elevado de forma escandalosa, hasta un 15%. Ahora estamos haciendo ofertas de venta de instalaciones con validez de siete días porque sabemos que en ese tiempo van a volver a subir», afirma García Caballero, quien precisa que este problema afecta sobre todo al sector industrial, ya que en el mercado doméstico es más fácil almacenar los paneles y así sortear subidas de costes coyunturales. Además, la fuerte competencia actual en este segmento contribuye a que los precios de cara al cliente final terminen siendo más ajustados pese al alza de la materia prima.

Más allá de precios, el autoconsumo, técnicamente, irá a mejor. Espino habla de que la potencia pasará de 280 vatios por panel a 600, que el silicio se irá sustituyendo por un mineral más efectivo, la perovskita y que se desarrollarán paneles bifaciales, a través de los cuales los rayos de sol rebotarán en el suelo y el reflejo producirá energía. «Pero, al final, todo pasa por el almacenamiento, que será más grande, más potente y más barato y se redirigirá a través del hidrógeno». Está por ver si llegará de verdad el big bang del autoconsumo y se expandirá como hicieron hace un par de décadas los móviles. El camino acaba de empezar.

El precio medio de la luz en el mercado mayorista alcanzará este martes su nivel más alto en lo que va de junio, mes en el que también ha entrado en vigor la nueva estructura de tramos horarios. Superará la cota de los 90 euros por megavatio hora (MWh).

En concreto, el ‘pool’ eléctrico registrará para mañana un precio medio de 90,95 euros por MWh, un nivel tan solo superado en lo que va de año por los casi 95 euros por MWh que tocó el pasado 8 de enero, en medio de la tormenta Filomena, según datos del Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE).

Este dato pulveriza así el que era hasta ahora el segundo precio diario más caro registrado en este 2021, los 88,95 euros por MWh del pasado 28 de mayo.

El precio de la energía tiene un peso cercano en la factura a entorno al 24%, mientras que alrededor del 50-55% corresponde a los peajes -el  asociado al fomento de las renovables, a las extrapeninsulacoste de las redes de transporte y distribución- y cargos -los costes y las anualidades del déficit de tarifa- y algo más del 21% a los impuestos.

Mientras, están exentos de las oscilaciones en el precio diario los consumidores que están en el mercado libre, ya que cuentan con un precio pactado con su compañía.

El alto precio de la electricidad en lo que va de junio se produce en un mes en el que ha tenido lugar también la entrada en vigor del nuevo esquema por periodos horarios. Así, los precios de los peajes y cargos son diferentes entre los periodos horarios, tanto de potencia como de energía.

En el caso de la potencia de lunes a viernes en los días laborables la ‘valle’ irá de las 00.00 a las 07.00, mientras que la ‘punta’ será de 08.00 a las 24.00 horas. En el caso de los fines de semana y festivos, el término potencia será ‘valle’ todo el día.

En lo que se refiere al consumo, se fijan tres tramos horarios: ‘punta’, ‘llano’ y ‘valle’. El periodo ‘punta’, en el que el coste de los peajes y los cargos será más alto, estará comprendido entre las 10.00 y las 14.00 y las 18.00 y 22.00; el tramo ‘llano’, con un coste intermedio, se situará entre las 08.00 y las 10.00, las 14.00 y las 18.00 y entre las 22.00 y 00.00; y la tarifa ‘valle’, la más barata de las tres, se ubicará entre medianoche y las ocho de la mañana y se aplicará durante todas las horas de los fines de semana y festivos.

Este lunes, el momento más costoso del día para los consumidores acogidos al PVPC será desde las 20.00 hasta las 21.00, con un precio de 0,25383 euros por kWh. El precio medio del día será de 0,16 euros por kWh y el más barato ha sido en ‘valle’ de 0,112 euros por kWh, de las 02.00 a las 03.00 horas. 

El pasado mes de mayo, el recibo medio de electricidad repuntó un 0,8% con respecto a abril y se disparó un 43,8% frente al mismo mes del año pasado, manteniendo así su tendencia alcista de los últimos meses.

La pasada semana, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico solicitó a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que analice «cualquier posible comportamiento irregular o mala práctica de mercado por parte de los operadores» del mercado.

El incremento en el precio de la electricidad en lo que va de mes se basa principalmente en el aumento en los precios del gas y de los derechos de CO2, que en lo que va de junio superan los 51 euros por toneladas, duplicando su valor de hace un año.