Balance Energético, perspectivas y planes de reactivación

Balance Energético, perspectivas y planesde reactivación

Balance Energético, Perspectivas y Planes

de Reactivación

BALANCE ENERGÉTICO, PERSPECTIVAS Y PLANES DE REACTIVACIÓN

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El pasado 1 de julio tuvo lugar la trigésimo segunda edición del Balance Energético, que por primera vez en más de 30 años, se celebró en formato on-line debido a la situación que se estaba viviendo a raiz del COVID-19.

En esta ocasión, durante el acto del Balance Energético de 2019 y Perspectivas para 2020, además de analizar los principales indicadores energéticos, las diferentes intervenciones se centraron en conocer aquellas medidas que el sector energético puede poner en marcha hacia una recuperación económica rápida, sostenible, fuerte y duradera tras la crisis provocada por el comienzo de la pandemia.

En esta publicación, el Club Español de la Energía reúne todas las intervenciones y desea expresar a todos los participantes su agradecimiento.

Edita:© CLUB ESPAÑOL DE LA ENERGÍAPaseo de la Castellana, 257 - 1ª planta - 28046 MadridTel.: 91 323 72 21Fax: 91 323 03 89www.enerclub.es

Depósito Legal: M-21166-2020

ÍndicePresentación 9Miguel Antoñanzas AlvearPresidenteCLUB ESPAÑOL DE LA ENERGÍA

Balance Energético 2019 13Miriam Bueno LorenzoSubdirectora General de Prospectiva, Estrategia y NormativaMINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA Y EL RETO DEMOGRÁFICO

Electricidad 23Marina Serrano GonzálezPresidentaASOCIACIÓN DE EMPRESAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA (AELĒC)

Energías Renovables y Eficiencia Energética 31José María González MoyaDirector GeneralASOCIACIÓN DE EMPRESAS DE ENERGÍAS RENOVABLES (APPA)

Energía Eólica 39Juan Virgilio MárquezCEO ASOCIACIÓN EMPRESARIAL EÓLICA (AEE)

Energía Fotovoltaica 45José Donoso AlonsoDirector GeneralUNIÓN ESPAÑOLA FOTOVOLTAICA (UNEF)

Cogeneración 51José Javier Rodríguez MoralesDirector GeneralASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE COGENERACIÓN (ACOGEN)

Energía Nuclear 57Ignacio Araluce LetamendíaPresidenteFORO DE LA INDUSTRIA NUCLEAR ESPAÑOLA

Petróleo 65Luis Aires DupréPresidenteASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE OPERADORES DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (AOP)

Gas 71Marta Margarit BorrásSecretaria GeneralSEDIGAS

Presentación

Miguel Antoñanzas AlvearPresidente

CLUB ESPAÑOL DE LA ENERGÍA


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Muy buenos días. Es un placer daros la bienvenida a Enerclub.

Quiero empezar con un sentido recuerdo y decidido apoyo a las víctimas de esta pandemia y a sus familias y seres queridos.

Quisiera también agradecer el trabajo desempeñado por todos los sectores que han unido fuerzas durante este período para superar esta grave crisis que estamos viviendo.

Desde el sector energético, hemos trabajado intensamente para garantizar el suministro y hemos puesto en marcha muchas iniciativas para apoyar a clientes y administraciones. Creo que las personas de nuestras organizaciones han estado a la altura de las circunstancias y debemos sentirnos orgullosos de ellos.

Hoy celebramos la trigésimo segunda edición del "Balance Energético" que por primera vez en más de 30 años se celebra con formato on-line. Esta es una nueva modalidad y no cabe duda de que es también una oportunidad para poder llegar a más personas de lo que normalmente se podía hacer en los formatos habituales. En total está previsto que más de 500 personas participen en esta sesión, desde distintos puntos de España.

Quiero dar las gracias a todos los ponentes que han aceptado participar en este acto y especialmente a nuestra Secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen. Gracias por acompañarnos en esta sesión inaugural.

Secretaria de Estado, nos has apoyado desde el principio de tu nombramiento, participando en tu primer acto público en Funseam junto a Enerclub.

Quisiera también agradecerte el importante e intenso trabajo que habéis estado realizando desde el Ministerio y la Secretaría de Estado durante estos últimos meses. Enseguida estoy seguro desgranarás lo más destacado pero quiero felicitarte por adelantado.

Creo nunca hemos visto una actividad legislativa tan intensa y completa en un período de tiempo tan corto.

El acto que celebramos hoy es importante. No sólo porque nos permite conocer los indicadores más actualizados de nuestro sector sino sobre todo, porque va a permitirnos conocer aquellas medidas que el sector energético puede poner en marcha hacia una recuperación.

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Gracias a los representantes del Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico, a Aelec, a Appa Renovables, a la Asociación Empresarial Eólica, a UNEF, a ACOGEN, al Foro Nuclear, a AOP y a Sedigas por estar aquí con nosotros. Enseguida haréis balance y compartiréis vuestros planes.

Por mi parte quiero hablar del futuro, y por eso, quisiera dejar sobre la mesa algunas ideas a tener en cuenta.

Estas ideas son cinco:

1. Necesitamos la cooperación y cohesión entre los ciudadanos, entre los sectores público y privado, entre las administraciones, partidos políticos y entre países. El liderazgo europeo, con los nuevos instrumentos para la movilización de recursos es fundamental.

2. Para reactivar la economía, la Comisión Europea tiene claro que uno de los estímulos clave debe ser la descarbonización. El Green Deal, con el que inició su mandato, sigue siendo su gran estrategia de futuro. España está demostrando que quiere ser un actor importante en este proceso.

3. El conjunto empresarial, en particular el energético, juega un papel crucial, no sólo en el ámbito económico, sino también en el industrial y en el tecnológico. Pero para que nuestras empresas puedan seguir invirtiendo, apostando por la innovación, y creando empleo, la regulación tiene que aportar señales claras y estables.

4. La digitalización ha dado un empujón sin precedentes. Hay que aprovechar el impulso y explotar todo su potencial, porque se ha demostrado que podemos ser más productivos, además de servir para avanzar en la sostenibilidad.

5. Y tenemos que ser capaces de involucrar a los Ciudadanos, para que la recuperación sea más justa e inclusiva para todos. Hay que invertir en las personas, especialmente en los más vulnerables y en los jóvenes, en su formación y educación. Para que tengan un futuro mejor.

Concluyo como he comenzado mi intervención, subrayando la importancia de unir fuerzas. Actos como el de hoy, en el que están presenten las principales asociaciones del sector energético para poner en común sus ideas, preocupaciones, soluciones y sumar todos juntos, dan todo el sentido a nuestra Asociación.

Tenemos por delante tiempos de profundos cambios, y desde aquí quiero poner a disposición de la Secretaria de Estado y su Ministerio a todos los que formamos parte del Club Español de la Energía, para contribuir activamente hacia una recuperación justa, rápida y sostenible.

Balance Energético 2019

Miriam Bueno LorenzoSubdirectora General de Prospectiva, Estrategia y Normativa

MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA Y EL RETO DEMOGRÁFICO


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Buenos días. Muchas gracias al Club Español de la Energía por brindarnos la oportunidad de presentar un año más el Balance

Energético.

Habitualmente, las estadísticas energéticas pasan desapercibidas en otros eventos del sector energético, si bien, son tan necesarias para monitorizar la evolución de las políticas y medidas, y son indispensables para realizar ejercicios de análisis tales como los Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima.

Comenzaré la presentación mostrando el proceso de elaboración del Balance Energético, que comienza con la recogida de datos de los distintos agentes del sector en la anualidad anterior.

En el proceso de elaboración del balance, disponemos de una versión con algunas aproximaciones en marzo de 2020. Posteriormente, en el mes de mayo deben remitirse los primeros datos anuales provisionales a EUROSTAT correspondientes al año anterior, con los que se obtiene un segundo balance más depurado en junio de 2020. Ese es el balance que presentaré en el día de hoy. Por último, para terminar el ciclo anual en

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noviembre de 2020 se envían los cuestionarios estadísticos consolidados a EUROSTAT, con los que se elabora el Balance Energético anual publicado en enero del año siguiente.

Me gustaría señalar que el balance provisional que se presentó hace algo más de un año en este evento, en marzo de 2019, presentó un error del 0,34% con respecto a los datos de enero de este año para energía primaria y un -0,09% en energía final.

Pasando a continuación a la presentación del Balance Energético, comenzaré mostrando la evolución de la energía primaria desde el año 1990. En el año 2019, se estima que la energía primaria se reduzca un 2,9% interanual, situándose en los 125.998 ktep.

Esta disminución viene motivada principalmente por la disminución de la participación del carbón en el mix de generación eléctrica que ha sido sustituido por tecnologías más eficientes.

Por su parte, la energía final se situó en 2019 en torno a las 91 millones de tep, lo que supone una disminución interanual del 1,1%.

Atendiendo a la intensidad energética, teniendo en cuenta el incremento del PIB del 2% asociado al crecimiento económico, y las reducciones anteriormente mencionadas en energía primaria y final, puede concluirse una significativa reducción de las intensidades energéticas primaria y final del 4,8% y 3,1 %, respectivamente. En consecuencia, se ha alcanzado un valor de intensidad energética primaria 106,3 tep por millón € (en valor constante de 2010), y final de 72,4 tep/millón €. Estas disminuciones han supuesto un cambio en la tendencia de los últimos años, suponiendo una mayor reducción que en periodos anteriores.


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En el análisis de la estructura energética del año 2019, atendiendo a la gráfica mostrada, puede observarse en la parte izquierda la composición de la energía primaria, cuyos valores absolutos se han mencionado anteriormente. Cabe destacar que los cambios más significativos han sido la reducción de la participación del carbón en el consumo primario de energía, que ha disminuido un 58,5% con respecto al año anterior. Esta bajada de la participación se ha compensado con el incremento de la participación del gas natural, con un 14% y la nuclear, con un aumento del 5%. El monto restante se atribuye a la propia reducción de la energía primaria.

En el caso de las energías renovables, han permanecido prácticamente constantes en relación al periodo anterior en lo referente a primaria. En detalle, la hidráulica disminuye un 28,7%, la solar fotovoltaica aumenta

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un 18,8%, la solar térmica se incrementó en un 15%, mientras que la eólica elevó su participación un 9,2%. Por su parte, la biomasa, el biogás y los residuos renovables permanecen relativamente estables.

La energía primaria anteriormente descrita se transforma en el sistema energético, apreciándose en la parte central la contribución de los distintos vectores energéticos al mix de electricidad. Desde el punto de vista de la generación, ha permanecido prácticamente estable con respecto a la anualidad anterior. En lo referente a su estructura, tal y como se ha señalado con anterioridad al atender al análisis de la estructura primaria, las centrales térmicas de carbón han reducido su participación significativamente hasta representar el 5,2% del total, lo que se ha traducido en un incremento de la contribución del gas natural y de la energía nuclear. Por su parte las renovables han reducido su participación.

Otra parte de la energía primaria se transforma a través del refino en otros combustibles que posteriormente serán empleados de manera directa en usos finales, implicando una serie de pérdidas asociadas al sistema de transformación.

Por último, en la parte derecha de la diapositiva puede apreciarse la estructura de los consumos finales energéticos, que destinarán unos 5.200 ktep a usos no energéticos, que permanecen prácticamente estables con respecto al año anterior, y cerca de 85.800 ktep a usos energéticos. De estos últimos, cabe reseñar la disminución de la contribución del gas natural y del carbón, y el incremento de la contribución de las renovables de uso directo.


19En lo referente a la estructura de generación eléctrica bruta, uno de los cambios más significativos ha venido derivado del importante descenso de las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a la generación eléctrica, que se han situado en 50 millones de toneladas de CO2, lo que supone un mínimo histórico y un 23% menos que en el año 2018.

En la generación convencional, los ciclos combinados han aumentado un 93,7%, mientras que el carbón ha descendido un 69,4%. Esto último ha supuesto que el carbón ha pasado de representar el 5,2% del total en 2019, respecto al 14,1% de 2018.

Atendiendo a la contribución de renovables en la generación eléctrica, durante 2019 supuso un 38,9% frente al 40,2% en 2018, lo que implica una reducción del 2,4% a nivel nacional.

En concreto, durante el año pasado la contribución renovable peninsular fue de 96.155 GWh. En el desglose por tecnologías, la generación hidráulica aportó 24.709 GWh, que indica una disminución del 27,6 % con respecto al año anterior. Por otro lado, el resto de tecnologías renovables han aumentado su aportación un 9,8%, desagregado en un 8,5% de incremento de la eólica, un aumento del 19,8% por parte de la tecnología fotovoltaica, que además cuenta con casi el doble de potencia instalada que en el año anterior, como resultado del incremento por la subastas y asignación de capacidad renovable de 2016 y 2017.

Además del sistema peninsular, la generación renovable en Canarias también ha crecido importantemente en un 56,3%.

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El porcentaje de energías renovables sobre el consumo final de energía establecido por la Directiva 2009/28 se mantuvo prácticamente constante en los años 2017 y 2018, situándose en el 17,4% en ese último año. En las estimaciones que se han realizado para el año 2019, se aprecia un significativo impulso resultando en un 18,1% para el año 2019, a la espera de la confirmación de los datos estadísticos a finales de este año.


21En la siguiente diapositiva se muestran las principales conclusiones del análisis energético provisional del año 2019:

Para concluir la exposición, se presenta un análisis del impacto del estado de alarma derivado de la pandemia del COVID-19 en el sector energético.

En comparación con el mismo periodo del año anterior, la demanda de electricidad se ha reducido un 12,7%, el consumo de gas natural para usos convencionales ha disminuido un 15,5%. Por último, en lo referente a la demanda de productos petrolíferos, resultado de las restricciones a la movilidad, han supuesto una caída del consumo del 60% para gasolinas, 43% para gasóleos y un 88% en el caso de los carburantes de aviación.

Electricidad

Marina Serrano GonzálezPresidenta

ASOCIACIÓN DE EMPRESAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA (AELĒC)


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Muchas gracias al Club Español de la Energía por organizar e invitarnos una vez más a esta tradicional jornada, en esta ocasión

virtual y en un año tan excepcional para todos en el que los acontecimientos motivados por la pandemia COVID-19 nos han obligado a cambiar el rumbo.

En estos siete minutos comentaré las Perspectivas y los planes de reactivación que se contemplan desde el punto de vista de las empresas de energía eléctrica integradas en aelēc y, como no puede ser de otra manera, también desde la propia Asociación.

Pero, antes que nada y por su merecimiento, permítanme poner en valor la labor que ha tenido el sector eléctrico en la crisis sanitaria, en todos los esfuerzos realizados para garantizar el suministro eléctrico, como servicio esencial, en todas las dimensiones de sus negocios; tanto en generación como en distribución y en comercialización. Así mismo, he de destacar la aplicación de las medidas que se han implantado en tiempo récord de protección a los trabajadores, para mitigar el impacto económico de los clientes más vulnerables a esta crisis, y contribuir con la sociedad, ayudando así a otros sectores esenciales para solidariamente combatir esta crisis. Todo ello, sin escatimar medios económicos ni humanos en su apoyo a la sociedad.

En primer lugar, por su interés, voy a presentar el impacto que ha tenido en la demanda eléctrica el estado de alarma como consecuencia de la crisis sanitaria. Para ello hemos comparado cómo ha evolucionado la demanda eléctrica por segmento de actividad durante el periodo del estado de alarma, comprendido desde el 15 de marzo al 21 de junio, y lo hemos comparado con la demanda durante el mismo periodo del año pasado. Esta información se ha elaborado a partir de los datos diarios de demanda agregados de todas las empresas de aelēc y que entendemos que son de gran interés por la situación excepcional que hemos tenido que afrontar durante este periodo.

Como se puede ver en el gráfico, tomamos como base 100 el consumo eléctrico del 2019 desde el 15 de marzo al 21 de junio de cada uno de los sectores analizados; sector industrial, sector servicios, sector residencial y el total, y lo comparamos con el consumo eléctrico de cada uno de estos sectores durante el mismo periodo de 2020.

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Así, podemos ver que durante el estado de alarma el consumo total de electricidad descendió un 13% con respecto al mismo periodo del año anterior. Si analizamos estos mismos datos atendiendo al nivel de actividad económica vemos que las caídas registradas han variado dependiendo de cómo han afectado las restricciones a la actividad de las mismas. Así tenemos que, por un lado, industria y servicios han registrado caídas de la demanda eléctrica del 20% y del 18%, respectivamente, como consecuencia de la parálisis de la actividad a la que han estado sometidas. Donde estas caídas han sido especialmente significativas durante el periodo más duro del confinamiento, en el mes de abril, como todos recordaremos.

Mientras que, por el contrario, el sector residencial ha aumentado su demanda de electricidad en un porcentaje del 4%, consecuencia del confinamiento de las personas en el hogar, que ha conducido a la práctica generalizada del teletrabajo, para quienes lo han podido realizar, de la educación on-line, a las actividades domésticas más intensivas y al mayor ocio telemático, fundamentalmente.

Cabe resaltar que todos estos cambios se han gestionado adecuadamente y junto con las medidas que antes comentaba, han hecho posible que el sector mantuviera los niveles de fiabilidad, seguridad y calidad que les caracteriza del orden del 99,9%, sin verse alterados en esta situación tan excepcional.

Además, las empresas de aelēc han puesto en marcha el conjunto de medidas regulatorias que se han ido publicando durante el estado de alarma. Por una parte, garantizar el suministro, con la publicación del Real Decreto 463/2020, de 14 de marzo, en su art.17, como en el Real Decreto-ley 8/2020, en las que se regulan la renovación automática del bono social y la imposibilidad de corte por impago a los vulnerables en el plazo de 1 mes. También, las establecidas en el Real Decreto-ley 11/2020, publicado en abril, para paliar los efectos a los clientes más afectados y los vulnerables, que, entre otras medidas, impedían el corte del suministro en viviendas habituales, establecía una nueva categoría de bono social para los más afectados por el parón de la actividad económica, los trabajadores


27autónomos y por cuenta propia y las pymes, que también pudieran reducir la potencia contratada, cambiar el contrato o suspenderlo y, una vez que se terminara el estado de alarma, retomar el servicio anterior sin coste alguno. En estos momentos, una vez finalizado el estado de alarma, la potencia reducida ya sólo representa un 39% con respecto de la reducción máxima de potencia que tuvo lugar en la primera semana de mayo. Mientras que el impacto monetario actual se sitúa en menos de 23 millones de euros mensuales, la cifra más baja desde que se inició la medida en el mes de abril. Luego, observamos una vuelta a la normalidad progresivamente.

Centrándonos ya en las perspectivas y en los planes de reactivación, quisiera resaltar que desde aelēc queremos insistir en que nos encontramos en un momento como el actual, en el que la crisis del COVID-19 y sus efectos en la economía ha hecho que los diferentes sectores y agentes, en particular, los del mundo energético que hoy nos reunimos, tenemos mucho que aportar para que la reactivación sea posible, en el menor tiempo posible y con unas bases sólidas.

Esta situación, nos ha obligado a replantearnos los escenarios a futuro que, si bien eran contemplados con el objetivo de alcanzar la descarbonización total, ahora con contundencia se hacen más presentes como camino para la recuperación económica por cuantas nuevas oportunidades presenta. La crisis del COVID-19 no tiene precedentes en la historia reciente por su alcance global y sus impactos humanos y económicos, pero existen paralelismos importantes con el cambio climático: ambos son problemas globales con efectos económicos y sociales devastadores. Por tanto, nuestra apuesta es que la respuesta a la crisis no puede aparcar los objetivos de transición ecológica del largo plazo sino todo lo contario.

Sin embargo, el escenario económico al que nos enfrentamos se caracteriza por dos aspectos muy concretos; en primer lugar, una fuerte caída de la actividad económica que sitúa la caída en el PIB para este año en el entorno del 10%, e incluso por encima según las diversas prospectivas publicadas, y, en segundo lugar, un fuerte aumento del gasto público para mitigar los efectos a corto plazo de esta caída de la actividad económica. Según la OCDE el nivel de deuda en España podrá situarse en el entorno del 115% a finales de año. Por tanto, el Estado ya ha comprometido un volumen ingente de recursos destinados a amortiguar los efectos de la crisis y la generación de actividad tiene que partir necesariamente de la movilización de recursos procedentes del sector privado. Aunque, como es evidente, estos recursos deben estar justificados en la medida en que sean capaces de generar crecimiento y empleos sostenibles.

En este convencimiento, desde aelēc se considera que estas palancas facilitadoras de la recuperación económica deben partir de los cambios necesarios para avanzar hacia un nuevo modelo productivo más sostenible. Para ello, en el sector eléctrico no hay que partir de cero sino partir de unas bases que ya existen. Contamos con instrumentos como

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el PNIEC, que combina los cambios que son necesarios para transformar la economía y, así, reforzar la independencia energética y mantener un sistema energético competitivo y capaz de garantizar el suministro ante circunstancias adversas inesperadas.

Ante el reto actual, no sólo no debe plantearse un frenazo en estas actuaciones, sino que hay que buscar formas de acelerar su puesta en práctica, lo que redundará en la mejora del medioambiente, de la economía y de la sociedad. El PNIEC, aún sin aprobar, contempla un enorme reto de inversión, de unos 150.000 M€ en el sector eléctrico, que hay que movilizar con señales acordes con este cambio en el sector.

Por tanto, la respuesta por parte del sector eléctrico es la de adelantar las inversiones del PNIEC para facilitar la salida de la crisis post-COVID-19. Esto hará posible mediante una serie de cambios regulatorios y legales que permitan avanzar en dos ejes fundamentales:

• Por un lado, la descarbonización, que se avanza en la medida en que se aceleran las inversiones en proyectos de renovables y de almacenamiento para avanzar hacia un mix bajo en emisiones. Esto requiere aprobar la normativa de acceso y conexión para facilitar la mejor utilización de infraestructuras de red, la innovación tecnológica y la hibridación y repotenciación, y agilizar tramitaciones y permisos, para la que se ha impuesto un plazo de 3 meses.

• Por otro lado, la electrificación de hogares y empresas, que requiere urgentes reformas de carácter fiscal y tarifario. Esto además requiere aprobar la normativa sobre cargos y aplicar conjuntamente la metodología de peajes de la CNMC.

La abrupta caída de la demanda que hemos mostrado anteriormente y el aumento de la cuota de energías renovables en el mix de generación han permitido poner de relieve la importancia de contar con un sistema flexible, capaz de recuperar el equilibrio ante choques inesperados. Por ello, aspectos como la digitalización de las redes para aumentar la flexibilidad del sistema y su capacidad de reequilibrio apuntan hacia donde deben ir dirigidos los esfuerzos para mitigar los impactos ante posibles crisis en el futuro. Esto explica el papel relevante de la red de distribución eléctrica en esta crisis y deja claro que hay que continuar evitando parones en la modernización de la red.

Las empresas de aelēc pueden contribuir a este esfuerzo adelantando sus planes de inversión. A este respecto, el límite de inversión se ha incrementado del 0,13% al 0,14% en el Real Decreto-ley 23/2020. Con este incremento se compensa, aproximadamente, el efecto por la caída de PIB como consecuencia del efecto COVID. Por lo que se asegura por una vía rápida que el límite de las inversiones de distribución no se reduzca y, además, se habilita a modificarlo a partir de ahora por Orden Ministerial. Sin embargo, el límite del 0,14% no permite un incremento sustancial


29de inversiones en distribución asociadas a la transición energética y recuperación económica, por lo que sería necesario eliminar este límite temporalmente o incrementarlo un 30% para que se puedan acometer las inversiones necesarias para facilitar la electrificación y entrada de renovables. Y quiero destacar especialmente el efecto positivo que tendría sobre la generación de riqueza y creación de empleo sostenible por el efecto tractor que tiene esta actividad sobre la industria nacional de bienes de equipo.

Pero, también hay que señalar que la viabilidad del plan de recuperación de la economía a partir del adelanto de las inversiones del PNIEC exige el mantenimiento de la sostenibilidad económico-financiera del sistema eléctrico y también pasa por introducir certidumbre a través del reconocimiento de las inversiones ya incurridas y las nuevas que hay que acometer.

Para ello ya contamos con algunos desarrollos legislativos que deben potenciar estos cambios. Por un lado, el Proyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética que se debatirá a partir de septiembre y que introduce la neutralidad en emisiones a más tardar en 2050. Un claro ejemplo de papel protagonista que debe tomar el sector eléctrico en esta transformación de nuestra sociedad y hacia donde deben dirigirse las decisiones de política energética y climática en los próximos años.

También quiero destacar el Real Decreto-ley 23/2020, que incorpora diversas medidas principalmente para las energías renovables intentando que la entrada sea ordenada. Donde además se vuelve a resaltar una condición indispensable que exige este sector, que es la de garantizar el equilibrio y la liquidez del sistema eléctrico y se introducen nuevas figuras como la de la agregación, las comunidades de energías renovables o el almacenamiento y se avanza también en la hibridación. Todos ellos aspectos legislativos necesarios para adecuar nuestro sistema eléctrico a los cambios que se anticipan en el sector.

En definitiva, encaramos un semestre muy intenso, en lo que a actividad regulatoria se refiere, que esperamos que sirva para avanzar en la definición de un marco regulatorio estable y predecible, garante para que en el mercado se den las señales dentro de este nuevo entorno para atraer la inversión necesaria en el sector eléctrico. Esto, sin duda, favorecerá la recuperación económica y devolverá a nuestro país a la senda del crecimiento a través de un sector, el eléctrico, que debe liderar este proceso.

Energías Renovables y Eficiencia Energética

José María González MoyaDirector General

ASOCIACIÓN DE EMPRESAS DE ENERGÍAS RENOVABLES (APPA RENOVABLES)


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Buenos días a todos. Antes de nada, querría agradecer al Club Español de la Energía, porque estemos otro año más presentando el Balance

Energético. Trasladar mis mayores deseos de salud a todos los que nos acompañáis y al resto del sector.

Quería empezar el balance repasando lo que ha ocurrido durante los últimos años, lo que nos espera en el futuro y las perspectivas actuales mostrando esta imagen.

Ya muchos lo conocéis, este es el desarrollo renovable desde el año 2005, con la perspectiva del año 2030 que tenemos a día de hoy. Podemos ver que ha sido, si nos fijamos hasta el año 2019, que abarca el período al cual nos estamos refiriendo hoy, un desarrollo del sector que no podemos decir que nos haya gustado, sobre todo los cuatro o cinco años que pasamos de travesía por el desierto. Hemos tenido un año récord de instalación de renovables este 2019. Fundamentalmente por el crecimiento de la eólica y la fotovoltaica, también estamos teniendo un buen desarrollo de esa tecnología en materia de autoconsumo, y se ha incorporado algo de biomasa y pequeñas centrales hidráulicas. De lo que llevamos del año 2020, estamos rozando los 1.000 MW de potencia

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instalada, fundamentalmente en fotovoltaica, tanto en el caso de grandes plantas como de autoconsumo y un poquito de menos de presencia eólica, alrededor de 100 MW y una central de biomasa.

Lo que sí que nos gustaría es llamar la atención acerca del escenario prometedor que vemos aquí. En la gráfica, nosotros lo que hemos hecho es coger los datos estimados en cuanto a potencia instalada de diferentes tecnologías y nos hemos atrevido a desagregar la tecnología fotovoltaica con una “porción” en materia de autoconsumo que creemos que vendrá a jugar un papel importante los próximos años. En la imagen hemos proyectado cómo le gustaría al sector que fuera la evolución: sostenida y, de algún modo, con un crecimiento más plano; manteniendo una incorporación estable de potencia durante los próximos años. Esto es un reto que tenemos por delante, mantener tasas de entre 5.000 y 7.500 MW de nueva potencia anual.

Dentro del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) se prevén 90.000 millones de euros de inversión en renovables durante la próxima década. El Plan abarca muchos sectores: eficiencia, redes eléctricas… pero son las energías renovables las que cuentan con una mayor partida de inversiones en los próximos años. Respecto al volumen de inversiones, consideramos desde la Asociación que, lo importante, no es la cifra. Las inversiones no deben acometerse rápido o despacio, lo importante es hacerlo bien. Tenemos tecnología, industria, conocimiento y capital humano como para repetir lo que hemos hecho en 2019. Debemos huir de subastas improvisadas como las que vivimos en 2016 y 2017. Esa forma de actuar no es la mejor para aprovechar nuestro potencial: tenemos industria, tenemos empresas preparadas y tenemos líderes mundiales en materia de renovables. Esas son las vías de desarrollo de las tecnologías y podemos hacerlo bien.

Quiero abordar ahora la visión de la Asociación sobre las perspectivas y planes de reactivación que tenemos por delante. Me gustaría, antes de contar los puntos que hemos destacado aquí, comentar la presentación que ha realizado la Subdirectora General. Nos preocupa, por ejemplo, el nivel de dependencia energética de nuestro país. Hemos asistido a un año 2019 con un menor aporte renovable, con mayor aportación de gas... Sí que es verdad que esta generación con gas ha compensado la reducción de carbón, pero esto significa que la tendencia se mantendrá respecto al año 2018 e, incluso, pudiera ser que se incremente ligeramente la dependencia energética en 2019. Es una dependencia energética en torno al 75% del exterior que nos está costando mucho bajar. Es más, los últimos años no sólo no ha bajado, sino que la estamos manteniendo e incluso incrementando. La apuesta renovable nos permitirá luchar contra esta dependencia energética.

También nos preocupa el nivel de electrificación. Ha comentado la Subdirectora Miriam Bueno este valor antes en su exposición, que en


352019 ha disminuido el consumo de electricidad. Sí que es verdad que ha disminuido el consumo en todas las energías, tanto en energía primaria y energía final, pero nos preocupa que el nivel de electrificación haya disminuido un 1,4% y estemos sólo en el 22,2% del global de la energía. Resulta evidente, y yo creo que hay un consenso generalizado de que, si queremos conseguir esos objetivos de descarbonización, no sólo a 2030, sino también la neutralidad en el año 2050, tenemos que apostar fuertemente por la electrificación y, por desgracia, los últimos años no estamos viendo pasos decididos en ello.

Querría ahora entrar a comentar los puntos que destacamos en la diapositiva “Perspectivas y planes de reactivación”:

• En el aspecto positivo, el año 2019 ha sido un año récord en instalación renovable, con más de 7.000 MW de generación renovable: algo más de 4.000 MW de fotovoltaica en grandes plantas, nuevos parques eólicos que suman más de 2.200 MW, más de 400 MW de autoconsumo… A pesar de ello, hay que destacar que en 2019 se ha reducido la aportación al mix eléctrico, pasando del 38,4% al entorno del 37%. Es verdad que por una menor hidraulicidad, pero esperamos que pronto se vea el efecto de esta nueva entrada de potencia.

• Otro aspecto positivo fue la aprobación del Real Decreto-ley 17/2019 y la fijación de la rentabilidad razonable, aprovecho para agradecer la labor del Ministerio y al arco parlamentario, dado que no hubo ningún voto en contra, sí abstenciones.

• De 2020 destacaríamos la creación de nuevas oportunidades que se abren con el Real Decreto-ley 23/2020 en materia de hibridación,

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almacenamiento, repotenciación… esto unido al próximo Real Decreto de Subastas, conforman un panorama prometedor.

• En los puntos en amarillo, creemos que el desarrollo renovable y su regulación requiere el mayor consenso posible, en particular la Ley de Cambio Climático y Transición Energética. Deseamos y esperamos que esta Ley salga aprobada con el mayor consenso.

• A futuro nos preocupan aspectos como los vertidos, apuntamientos, el efecto de canibalización y la sostenibilidad económica del sistema, son puntos que debemos vigilar y que tendremos que atender para adelantarnos a los problemas.

• Es necesario un impulso a las tecnologías en fase de I+D+i, en la línea con lo presentado por la Secretaría de Estado (FEDER, SolCan…) pero creemos que las energías renovables térmicas –tanto calor y frío– como los biocombustibles sostenibles para la sustitución de carburantes tradicionales necesitan un mayor impulso.

• Lo mismo ocurre con la economía circular, creemos que hay todo un mundo detrás de la bioenergía. Tenemos mucho que hacer en esto y necesitamos vincular las renovables con todo tipo de infraestructuras como por ejemplo la gestión de los residuos y aguas.

• El papel ejemplarizante de la Administración será fundamental. Lo mismo ocurre con el autoconsumo, hemos lanzado la regulación, estamos en ello, pero todavía notamos determinados atascos tanto a nivel administrativo, incluso con la conexión con compañías distribuidoras, pero poco a poco esperamos que se vayan solucionando.

• Vemos un hidrógeno verde a largo plazo. Eso sí, 100% renovable y que debemos regular bien.

• Y por último quiero destacar tres aspectos que nos preocupan especialmente: creemos que es urgente una planificación a corto y medio plazo, acabamos de conocer un proyecto de Real Decreto de Subastas que, si Dios quiere, verá la luz antes de final de año, pero sería necesario contar ya con un calendario de la siguiente y próximas subastas al menos con tres años vista de visibilidad.

• Tenemos problemas en el sector, problemas de tesorería, las empresas están soportando un 8% de los ingresos regulados que no se han cobrado y corresponden al ejercicio 2019, aunque es verdad que no hay previsiones de alarma sobre ello. Y por otro lado, sí que es verdad que también estamos sufriendo ciertos problemas en cuanto a los precios de mercado. Los precios de mercado como sabéis todos han bajado drásticamente y la orden de parámetros aprobada en febrero preveía un precio de mercado para renovables de 54 € y estamos, a cierre de mayo, en 28 €. Creemos que, el Real Decreto-ley 23/2020 sí que afronta esto para cogeneración o biomasa, pero sólo durante el estado de alarma, creemos que se debería ampliar a


37todas las renovables durante todo el año y aprovecharíamos para no tener que hacer revisiones cada tres años y hacerlo de forma anual, eliminando los límites -las famosas bandas muertas- que nos hacen daño.

• Por último, destacar la urgente necesidad de establecer una fiscalidad del siglo XXI bajo el principio de “el que contamina, paga”. La Ley de Cambio Climático y todo lo que se ha hecho durante estos meses es muy positivo, pero creemos que debemos apostar por esta fiscalidad. Debemos cambiarla cuanto antes ya que recibimos continuas advertencias de la Comisión Europea en sus informes de evaluación semestrales.

Energía Eólica

Juan Virgilio MárquezCEO

ASOCIACIÓN EMPRESARIAL EÓLICA (AEE)


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Gracias al Club Español de la Energía por la invitación a la Asociación Empresarial Eólica. También gracias a los asistentes que este año

nos acompañan.

En mi presentación, voy a mostrar la situación y principales cifras del sector eólico en 2019. Un año más, la eólica ha contribuido al mix energético como segunda tecnología, aportando un 20,8% de la generación en nuestro país. En 2019, la eólica ha incrementado la potencia en 2.243 MW, multiplicando por cinco la potencia instalada respecto al año anterior, sumando un total de 25.704 MW eólicos instalados. Somos el segundo país europeo por potencia eólica instalada (13% sobre el total de la UE), tras Alemania. En la actualidad, el 67% de la potencia eólica en Europa se concentra en 5 países: Alemania, España, Reino Unido, Francia

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e Italia. Además, en 2019, España ocupó el primer puesto europeo en incorporar potencia eólica terrestre (un 15% del total en Europa).

Nos encontramos en una situación donde resulta prioritario apostar por tecnologías y sectores que ayuden a la reactivación económica. El sector eólico en España, como sector estratégico para la economía, aporta el 0,31% del PIB y emplea a 24.000 personas.

En nuestro país, la energía eólica tiene presencia en prácticamente todas las comunidades autónomas, exceptuando la comunidad autónoma de Madrid, Ceuta y Melilla. Durante 2019, las comunidades autónomas que más eólica han instalado han sido Aragón (1.102 MW), seguida de Castilla y León (461 MW) y Galicia (416 MW). En total, en España hay 1.205 parques eólicos, con 20.940 aerogeneradores instalados, que cubren el 20,8% del consumo eléctrico. Asimismo, los 227 centros de fabricación están presentes en dieciséis de las diecisiete comunidades autónomas.

Nuestro sector continúa aportando beneficios desde el punto de vista de ahorro de emisiones de CO2 y reducción de la importación de combustibles fósiles. El año 2019 es un ejemplo ilustrativo de lo que debería ser la agenda anual hasta 2030 de la eólica para cumplir con el objetivo de la instalación de 2.200 MW eólicos al año, que marca el PNIEC. Este pasado año ha destacado como el tercer mejor año de la historia de la eólica. Nuestro reto es conseguir que los buenos resultados de 2019 sean lineales y continuos durante los próximos diez años.


43En España, al contar con el 100% de la cadena de valor, podemos llevar a cabo de forma competitiva y eficaz, desde el inicio hasta la puesta en marcha y el mantenimiento de los parques eólicos, aportando valor ya desde el primer estudio del proyecto, en la fabricación de todos los componentes, en la instalación del parque y su posterior mantenimiento.

Por tanto, tras un año positivo para el sector eólico que podemos calificar de relanzamiento, iniciamos una década que tiene que ser tremendamente retadora. ¿Qué es lo que consideramos relevante desde el punto de vista del sector para esta nueva etapa? Entendemos que los objetivos 2030, 2050 deben ser aprobados en la Ley de Cambio Climático, una ley que tiene que ser aprobada con un máximo consenso y debe suponer una garantía de estabilidad para la próxima década. La aprobación de la Ley de Cambio Climático tiene que aportar tranquilidad para atraer la inversión necesaria y para tomar decisiones industriales y empresariales a medio plazo con certidumbre y confianza.

El sector eólico, a corto plazo, considera como retos técnicos y regulatorios la regulación del acceso y conexión a la red, la modificación de diseño de las subastas y el calendario (5 años como mínimo), la facilitación de la repotenciación de parques existentes, los mecanismos para garantizar la integración de renovables en el sistema, la regulación de la hibridación y el almacenamiento y el avance en el desarrollo de la eólica marina.

Otro aspecto relevante es la necesaria agilización de la tramitación administrativa. Para el sector eólico, además de la simplificación de los procesos administrativos, es preciso conocer cómo se va a desarrollar un proyecto desde su inicio a nivel administrativo. Sabemos que el Gobierno está avanzando en estos aspectos y el propio Real Decreto ley 23/2020 ofrece avances.

Para nuestra industria es también importante blindar la seguridad energética y la capacidad industrial. Hay que insistir en la capacidad industrial “residente” en España. Somos el tercer país exportador del mundo de aerogeneradores y queremos que siga siendo así. Dependemos exclusivamente de nosotros mismos y la prioridad debe ser disponer de un mercado local constante en el tiempo en pro de que nuestra industria siga residiendo en España, aportando al mercado propio y exportando a otros mercados.

En relación con la utilización de entornos de prueba regulatorios (sandboxes), consideramos que nos encontramos en un momento de oportunidad y un punto de inflexión, que puede ser “disruptivo”. En ocasiones, hay temor a tomar decisiones políticas o fiscales ya que el impacto es difícil de modelar. Pero si identificamos esos entornos de prueba, con un control de la aplicación de los impactos, pueden ser los ámbitos perfectos para avanzar en innovación fiscal y diseñar una fiscalidad verde

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que dé señales adecuadas para la electrificación de la economía como principal vector de avance.

Y, por supuesto, debemos aprovechar las oportunidades industriales, climáticas, energéticas, económicas y sociales que nos brinda la eólica y, en concreto, la eólica marina, que será una de las tecnologías de desarrollo destacadas en la próxima década. Tenemos entornos locales y regionales que tienen un sobrecoste en generación donde la eólica offshore puede ser parte de la solución. En España, como tercer país en desarrollo de prototipos de eólica marina flotante en el mundo, contamos con un excelente posicionamiento en I+D.

En definitiva, tenemos por delante unos años que vislumbramos con optimismo para el desarrollo del sector eólico y esperamos que los hitos se puedan ir cumpliendo y podamos seguir apostando por la eólica, por su cadena de valor en España y seguir siendo líderes mundiales en I+D de la eólica.

Energía Fotovoltaica

José Donoso AlonsoDirector General

UNIÓN ESPAÑOLA FOTOVOLTAICA (UNEF)


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Muchas gracias al Club Español de la Energía por la invitación, es el primer año que la fotovoltaica tiene presencia en el evento

“Balance Energético”.

Como ya han comentado alguno de los anteriores intervinientes, el año 2019 ha sido un año récord para la fotovoltaica, con 4.201 MW de nueva capacidad instalada, lo que supone prácticamente duplicar toda la potencia hasta ahora instalada. En la instalación de nueva potencia en suelo ha influido fundamentalmente el tema de la subasta celebrada en 2017 y se ha producido además un elemento nuevo y disruptivo: por primera vez se han conectado al sistema proyectos que no estaban acogidos a ningún tipo de sistema de primas o de subastas. Se han conectado aproximadamente unos 600 MW que iban o a mercado o a PPA. Respecto a la subasta, en nuestro sector hemos tenido un alto grado de éxito, con un 95% de éxito sobre proyecto que se ha otorgado y proyecto realizado, lo que confirma la gran fiabilidad que tiene nuestra tecnología para poder llevar a cabo los Planes Nacionales de Energía y Clima.

También los PPAs han sido una gran novedad, el año pasado se firmaron 4 GW en estos contratos. En autoconsumo también ha sido un año récord, con 459 MW instalados, prácticamente se duplicó la cantidad instalada

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el año anterior. En este desarrollo ha influido el nuevo sistema de libre mercado en el que nos encontramos y el nuevo escenario regulatorio, que han permitido el lanzamiento del sector.

A principios de 2020 estábamos en un mundo en el cual nuestra discusión era si realmente necesitábamos intervenciones a través de subastas o no, hasta dónde íbamos a llegar, y en esa situación llegó el COVID, que ha tenido un impacto en el sector fotovoltaico en nuestras dos “almas”.

En las instalaciones en suelo, a corto plazo el impacto ha sido mínimo, con retrasos en la construcción y retrasos en la tramitación. Esto va a hacer que, a lo mejor, la cifra de MW instalados este año sea algo inferior a nuestras estimaciones internas, pero las plantas se van a desarrollar en los primeros meses del año próximo.


49Sin embargo, el gran impacto puede ser en el medio y largo plazo. Ahora que estamos hablando de experimentos regulatorios, si vemos lo que ha pasado en el mercado eléctrico durante los meses del COVID, vemos que durante la mayor parte del tiempo, nos hemos estado moviendo en una participación de las renovables en torno al 60-70%, coincidiendo con los objetivos del PNIEC. Esta vez no se ha producido por un incremento de la oferta, sino por esa caída de la demanda de la que hemos hablado antes, del entorno del 14%, y eso ha tenido un impacto muy claro en los precios del mercado. Esta situación ha puesto sobre la mesa “un elefante que había en la habitación”, como dicen los británicos, que no todo el mundo quería ver o no evaluaba en su justa dimensión: la adecuación del sistema de mercado existente, que fija precios en función de costes marginales para unas tecnologías que no tienen coste marginal. Por lo tanto, cuanto más participen estas tecnologías en el mercado, más se va a derrumbar ese precio, lo que nos llevará a la situación contradictoria de que va a desaparecer esa “señal de precio”.

Para las plantas en suelo, además, hemos visto que se han reducido las financiaciones para proyectos que vayan a merchant y se han empeorado las condiciones para los PPA’s, con los tomadores que están dispuestos a pagar menos y durante menos tiempo para no asumir riesgos.

Ante esta situación la respuesta que estamos planteando, y que ya se ha dado por parte del Ministerio, son las subastas. Si antes había dudas, ahora ya no las hay. Si queremos garantizar los objetivos del PNIEC, el único sistema es contar con un elemento que asigne el precio de manera eficiente, que capture mejor precio para los consumidores y que al mismo tiempo garantice las inversiones. Y que garantice, además, como comentaba antes Juan Virgilio, la linealidad de ese desarrollo, que es lo que va a hacer o no que podamos maximizar nuestra industria.

Tenemos una industria fotovoltaica que es líder a nivel mundial, nosotros en España somos capaces de fabricar aproximadamente el 65% de los proyectos, sobre todo las partes que tienen un mayor valor añadido. Para garantizar que España se puede convertir en un hub fotovoltaico, tenemos que garantizar esa linealidad y el mejor instrumento para ello es la subasta.

Pero, al mismo tiempo, tenemos que reducir los tiempos de tramitación. No se trata de hacer tramitaciones más “mansas”, porque eso generaría inseguridad jurídica. Lo que necesitamos son tramitaciones razonables en tiempos racionales, que cada organismo cumpla los períodos marcados por la ley y poder trabajar en paralelo en diferentes tramitaciones, lo que hemos calculado que podría reducir los tiempos a la mitad. Cada día que se tarda innecesariamente en papeleo para conectar una planta fotovoltaica son emisiones de CO2 innecesarias y es empleo que no se genera y que se necesita en este momento.

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En el caso del autoconsumo nos encontramos con una situación completamente diferente, con un fuerte impacto en el corto plazo. Es un sector de libre mercado, lo que supone que nuestros mayores clientes son, como hemos dicho antes, los que han reducido más su consumo de energía y que por lo tanto se encuentran más afectados, es decir, las pequeñas industrias y el sector servicios. En el largo plazo, según se vaya recuperando la economía, estamos convencidos que se va a ir recuperando este sector. Lo que necesitamos son ayudas para minimizar ese impacto en el corto plazo a través de medidas temporales como amortizaciones fiscales aceleradas para los clientes; la reducción de las tramitaciones administrativas, fundamentalmente eliminando la licencia de obra para los proyectos de autoconsumo. No existe ningún país de nuestro entorno que la esté pidiendo y una parte importante de las CC.AA. la están eliminando, pero es necesario que se elimine en todas las Comunidades, no tiene sentido que la tramitación de un proyecto de autoconsumo tenga una duración de seis u ocho meses, la licencia de obras es una gran barrera. Y al mismo tiempo necesitamos también que por parte de la Administración se fomente el autoconsumo a través de la actividad ejemplarizante y a través de campañas de difusión.

Nuestra tecnología no sólo es buena para el medio ambiente, también supone generación de empleo. En 2018 teníamos ya unas 45.000 personas que trabajaban, entre empleo directo e indirecto inducido, para el sector y también puede producir una energía eléctrica más barata para nuestra economía. Tenemos una posibilidad de dar una ventaja competitiva a nuestro sector industrial, no tenemos que desperdiciarla.

Cogeneración

José Javier Rodríguez MoralesDirector General

ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE COGENERACIÓN (ACOGEN)


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Cogeneración: reactivar la industria con descarbonización y eficiencia.

Con cogeneración se fabrica el 20% del PIB industrial y se genera el 12% de la electricidad nacional, empleando el 20% del consumo de gas estatal en unas 600 fábricas de sectores industriales que mantienen 200.000 empleos directos.

Estas industrias calorintensivas emplean cogeneración para ser más eficientes y competitivas, en aras de su compromiso con el clima y la producción en España. Son industrias de alimentación, papel, química, cerámica, refino, automóvil, textil, residuos, etc. que afrontan diferentes escenarios derivados de la crisis de la Covid-19. Algunas, actividades industriales esenciales —alimentaria, papelera, química— que han mantenido un elevado nivel de actividad, mientras que otras —cerámicas, automóvil, refino…— han visto muy afectadas las demandas de sus productos. El 50% de la producción industrial que se fabrica con cogeneración se exporta, por lo que para estas industrias calorintensivas los costes energéticos son vitales en su capacidad de competir en mercados internacionales a los que exportan su producción.

Los cogeneradores luchan por recuperar la producción y lo están logrando en poco tiempo. En marzo, la producción se desplomó un 30%, pero en tres meses ha recuperado 20 puntos y la expectativa para este año se sitúa un 5-10% por debajo de los niveles pre-crisis, esto demuestra la importancia

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clave de la cogeneración para acelerar la recuperación económica en actividades industriales calorintensivas. Con cogeneración e integración de las actividades energéticas en las operaciones industriales, las empresas son más eficientes y resilientes para afrontar con éxito la recuperación.

Tras la –primera— crisis Covid y sus consecuencias sobre la actividad industrial y los mercados energéticos, debemos extraer conclusiones que ayuden a impulsar la reactivación y faciliten la adaptación a los nuevos escenarios. Los cogeneradores señalamos cuatro propuestas clave para impulsar la recuperación de la actividad:

1. Medidas de ajuste a la cogeneración como consecuencia de la crisis COVID-19.

El Gobierno promulgó en junio el RDL 23/2020, que ajusta el diferencial de precios regulados a la situación del mercado eléctrico y el CO2 en el periodo de alarma y flexibiliza las horas de funcionamiento. Reconocemos las medidas suponen un bálsamo para las industrias que mantuvieron sus producciones en condiciones muy difíciles y que confiamos en que su desarrollo y formulación sean eficaces.

2. Publicación urgente de la retribución a la operación para 2º semestre 2020.

Resulta imprescindible que las cogeneraciones cuenten con un marco retributivo cierto y conocido para funcionar en el segundo semestre de este año. Mientras no se publique su retribución, las empresas operan en una situación de total incertidumbre respecto a la cobertura de sus costes, lo que impide una planificación y operación efectiva. Son tiempos para dotar de la mayor certidumbre posible a nuestras industrias.


553. Desarrollo -antes de fin de año- de NUEVO MARCO REGULATORIO para las cogeneraciones que acaban su vida útil y finalizan su régimen retributivo actual (≈ 500 MW diciembre 2020, 2.500 MW en 5 años), impulsando la renovación e inversión tecnológica en la industria con descarbonización y más eficiencia.

El desarrollo de un nuevo marco que regule las inversiones y dé solución a las plantas que acaban su vida útil y finalizan el régimen retributivo actual, es la medida estructural de mayor relevancia y urgencia para el futuro de la cogeneración y sus industrias asociadas. El nuevo marco debe promover la renovación e inversión tecnológica en la industria para lograr más descarbonización y más eficiencia, evitando tensiones económicas y empleando mecanismos similares a los de países como Italia o Alemania.

Más de 50 plantas y 500 MW salen del marco actual en diciembre 2020 y en cinco años unas 200 instalaciones con 2.500 MW estarán en esta situación, sin contexto de continuidad ni inversión. Hay que evitar el retroceso manteniendo y potenciando las actividades con un nuevo marco.

El sector confía en que el Gobierno, al igual que ha abierto nuevos horizontes para el desarrollo de las energías renovables con nuevos marcos y medidas, también antes de fin de año proceda a establecer un nuevo marco para la cogeneraciones que finalizan su ciclo de vida retributivo.

4. Apoyo decidido al sector de GAS RENOVABLE y a la ECONOMÍA DEL H2 para lograr más sinergias con el desarrollo industrial y la COGENERACIÓN RENOVABLE

La cogeneración es “la mejor aliada” para el desarrollo del gas renovable y la economía del hidrógeno, y contribuirá decisivamente a la descarbonización en actividades industriales que presentan grandes retos, como es el caso de las industrias calorintensivas. En este contexto, las sinergias industriales son claves para la reindustrialización del país y para alcanzar una economía descabonizada compatible con una mayor actividad industrial.

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En definitiva, la cogeneración es una actividad esencial en España para gestionar los retos económicos, sociales y de descarbonización industrial. La cogeneración es una aliada para la reactivación industrial y energética con más descarbonización y eficiencia.

Aunemos esfuerzo, diálogo y confianza entre Gobierno, instituciones e industrias para regular con celeridad ajustes y nuevos marcos que aporten seguridad y confianza.

Energía Nuclear

Ignacio Araluce LetamendíaPresidente

FORO DE LA INDUSTRIA NUCLEAR ESPAÑOLA


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Quiero comenzar mi intervención agradeciendo al Club Español de la Energía la invitación a participar de nuevo en esta jornada anual

en la que se presenta el Balance Energético del año anterior. Es un placer poder compartir las actividades más relevantes del sector nuclear en 2019 y las perspectivas para el futuro, especialmente tras la especial situación creada por la pandemia del COVID-19.

El Foro de la Industria Nuclear Española es la Asociación que desde 1962 representa los intereses de la industria nuclear nacional. Integra a 50 empresas y organizaciones, entre las que se encuentran compañías eléctricas, centrales nucleares, empresas de ingeniería, de servicios, suministradores de sistemas y grandes componentes, así como asociaciones sectoriales, fundaciones y universidades. El Foro Nuclear impulsa la presencia internacional del sector en más de 40 países, tratándose de una industria experimentada, capacitada, tecnológica y reconocida a nivel mundial, y apoya el mantenimiento y la continuidad de las centrales nucleares españolas, que cuentan año tras año con indicadores de funcionamiento excelentes. La puesta en valor de la contribución que realiza el sector nuclear español al conjunto de la sociedad y, más concretamente, la producción eléctrica de origen nuclear es el principal objetivo que persigue Foro Nuclear.

EL PARQUE NUCLEAR ESPAÑOL EN 2019

En 2019, la energía eléctrica neta producida por los siete reactores que conforman el parque nuclear español (Almaraz I y II, Ascó I y II, Cofrentes, Trillo y Vandellós II) fue de 55.824 GWh –un 4,8% superior a la del año anterior-, lo que representó el 21,41% del total de la producción

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eléctrica neta del país -1,02 puntos porcentuales más que el año anterior-. La producción bruta fue de 58.395 GWh. La tecnología nuclear fue, por décimo año consecutivo, la fuente que más electricidad generó en el sistema eléctrico español.

En los últimos ejercicios, los indicadores de funcionamiento de las centrales nucleares españolas se encuentran entre los mejores del mundo, con valores globales superiores al 90% -en el año 2019, factor de carga 90,10%, factor de operación 91,79% y factor de disponibilidad 91,06%-, lo que demuestra su fiabilidad y garantiza el funcionamiento técnico del sistema eléctrico.

A 31 de diciembre de 2019, la potencia neta instalada del parque nuclear era de 7.117 MW, el 6,47% del total de la capacidad neta instalada en el país. La potencia bruta era de 7.398,7 MW.

Por otra parte, la producción nuclear supuso el 36,15% de la electricidad libre de emisiones de CO2 generada en el país, siendo la fuente que más emisiones evitó.


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El 22 de marzo de 2019, Centrales Nucleares Almaraz-Trillo, A.I.E. presentó la solicitud de la renovación de las autorizaciones de explotación vigentes de la unidad I de la central nuclear de Almaraz hasta el 1 noviembre de 2027 y de la unidad II hasta el 31 de octubre de 2028. De la misma manera, la Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E. presentó el 27 de marzo de 2019 la correspondiente solicitud de renovación de la autorización de explotación vigente de la central nuclear de Vandellós II hasta el 26 de julio de 2030.

LA SITUACIÓN DE LA ENERGÍA NUCLEAR EN 2020

Y PERSPECTIVAS DE FUTURO

El 26 de marzo de 2020, Iberdrola Generación Nuclear, S.A.U. presentó la solicitud de renovación de la autorización de explotación vigente de la central nuclear de Cofrentes hasta el 30 de noviembre de 2030. De la misma manera, el 27 de marzo, la Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E. presentó la solicitud de renovación de las autorizaciones de explotación vigentes de la unidad I de la central nuclear de Ascó hasta el 2 de octubre de 2030 y de la unidad II hasta el 2 de octubre de 2031.

En los meses de mayo y junio de 2020, el Consejo de Seguridad Nuclear ha informado favorablemente respecto a las solicitudes de renovación de las autorizaciones de explotación de las dos unidades de la central nuclear de Almaraz y de la central nuclear de Vandellós II, estando pendiente la aprobación de las mismas por parte del Ministerio para la Transición Ecológica.

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De esta manera, cuando se concedan dichas renovaciones, el parque nuclear español seguirá produciendo conforme al acuerdo incluido en el marco del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 del Ministerio para la Transición Ecológica. En 2030, la potencia instalada será aproximadamente la mitad de la actual, quedando tres unidades en funcionamiento hasta el año 2035.

Por otra parte, y según lo acordado en marzo de 2019 con la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa), un hecho destacable es que –desde el pasado 1 de enero de 2020- la tarifa fija unitaria de la prestación patrimonial para la financiación de Enresa -aportada por las empresas operadoras de las centrales nucleares- se ha incrementado en un 19,2%, pasando de un valor de 6,69 euros/MWh a un valor de 7,98 euros/MWh, con lo que se asegura la gestión del combustible irradiado y otros residuos radiactivos, así como el desmantelamiento futuro de las centrales nucleares cuando alcancen el final de su vida operativa.

El ejercicio 2020 está resultando absolutamente atípico. Desde la declaración del estado de alarma por la pandemia por el coronavirus, la generación nuclear ha disminuido por la menor demanda de energía eléctrica, derivada de la paralización de la economía. En todo caso, la energía nuclear ha seguido siendo la primera fuente de generación en el primer semestre del año con 26.340 GWh -el 22,01% de la producción eléctrica neta total-, a pesar de que se han realizado las paradas de recarga de Almaraz I, Ascó I y Trillo –más largas de lo habitual para tener en cuenta las medidas de seguridad sanitarias por el COVID-19- y de que,


63desde mediados del mes de marzo, durante muchas horas del periodo las centrales nucleares han estado funcionando a un 70% de su potencia nominal. En el mes de octubre está previsto llevar a cabo la parada de recarga de la unidad II de la central de Ascó.

Además, se ha producido una fuerte depresión en los precios de la electricidad en el mercado mayorista. La baja demanda y, por tanto, un exceso de capacidad de generación con una gran abundancia de tecnologías renovables que tienen un coste variable tendente a cero, junto a un recorte de los precios de las materias primas energéticas en los mercados internacionales –especialmente el gas-, ha hecho que la situación actual represente un adelanto de la situación que puede plantearse en el futuro.

Esto ha supuesto que el parque nuclear haya perdido mucho dinero, porque los bajos precios del mercado ni siquiera cubren los impuestos y tasas que han de pagarse y, por tanto, tampoco los costes operativos. Es paradójico –y esto no ocurre en ningún otro sector productivo- que la carga fiscal a la que está sometida el parque nuclear sea mayor que su facturación (no que sus beneficios); el conjunto de tasas e impuestos de carácter nacional, autonómico y local es de unos 22 €/MWh y la retribución obtenida por el precio medio del mercado en el mes de abril ha sido de 17 €/MWh y de 21 €/MWh en el mes de mayo.

Esta situación -que en estos meses puede resultar circunstancial- es preocupante, ya que -como indicaba anteriormente- puede ser un adelanto de lo que puede ocurrir en los próximos cinco a diez años con la instalación de una gran cantidad de potencia renovable. Por tanto, considero que se debe actuar por un lado en cómo debe organizarse el mercado eléctrico, ya que un sistema marginalista con la mayor parte de la producción con costes variables tendentes a cero no funcionará para aquellas tecnologías, como la nuclear, a las que no se les asegure un precio. Y por otro lado, es necesaria una reducción de la presión fiscal a la que está sometida especialmente la energía nuclear.

Todas estas circunstancias no solo afectan a las siete unidades en operación, sino al conjunto de la industria nuclear que cubre toda la cadena de valor del ciclo del combustible en España. Más allá de las centrales nucleares, hay muchas compañías que generan empleo –cerca de 30.000 puestos de trabajo directos, indirectos e inducidos- y una actividad económica importante, tanto en sus entornos inmediatos como en el conjunto de la economía del país, que es necesario preservar.

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Para terminar mi intervención, la energía nuclear se revela imprescindible para llevar a cabo la transición hacia un modelo socio-económico y energético sostenible, respetuoso con el medio ambiente y en el que se garantice la recuperación del progreso y el estado de bienestar de todos los ciudadanos. Por ello, deben establecerse unas reglas de juego neutras que posibiliten una participación equilibrada de las distintas tecnologías en la descarbonización y la competitividad de nuestra economía social de mercado.

Petróleo

Luis Aires DupréPresidente

ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE OPERADORES DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (AOP)


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Muchas gracias. Gracias a Enerclub por invitar un año más a AOP a participar en estas Jornadas.

Las circunstancias que nos han obligado a posponer este balance hasta el ecuador de 2020 hacen que 2019 parezca muy lejano. Por eso mi intervención, se centrará, como nos ha pedido Enerclub, en las perspectivas de futuro más que en la mirada al pasado.

Así que voy a resumir el Balance Energético de este año en cuatro ideas clave que pueden ayudar a entender la situación actual: 2 relativas al 2019 y 2 al 2020.

Primera idea: Cerramos 2019 con un mercado español estable en cuanto a oferta y demanda y con un sector con continua capacidad exportadora.

Esto se demuestra con datos: la producción en las nueve refinerías españolas se mantuvo en la línea de 2018 y llegó a 66,5 millones de toneladas. Hubo un pequeño descenso frente al año anterior del 3,2 % debido a paradas de mantenimiento en varias refinerías para adaptarse a las nuevas especificaciones del gasóleo marino que han entrado en vigor a principios de este año.

La demanda interna tras 5 años seguidos de recuperación, se ha estabilizado en torno a los 60 millones de toneladas.

La diferencia entre producción y demanda nacional se exportó, 6,5 millones de toneladas.

En dos palabras: estabilidad interna. No hubo grandes cambios.

Segunda idea: Aunque tenemos un consumo estable de combustibles en términos absolutos, están cambiando las proporciones de los tipos de productos consumidos, con la gasolina ganando peso a costa del gasóleo.

Podemos correlacionar los consumos con un cambio de tendencia en la automoción: se están matriculando más coches con motor de gasolina que con motor diésel (67% gasolina y 30% diésel), justo lo contrario que hace unos pocos años.

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Creemos que esto se debe a que se ha extendido la creencia de que los motores diésel son más perjudiciales para la atmósfera que los de gasolina.

Hay una confusión generalizada sobre este tema: es cierto que los motores diésel antiguos emiten partículas y óxidos de nitrógeno, pero estas emisiones se han reducido al mínimo (hasta en un 85%) en los vehículos nuevos. En cambio, en términos de lucha contra el cambio climático, los vehículos diésel emiten menos CO2 porque son motores más eficientes que los de gasolina.

Esta segunda idea la resumiría en este caso con estas palabras: las tendencias de consumo están afectando a las emisiones CO2 dado que los motores de gasolina son menos eficientes que los motores diésel; algo de lo que debemos ser conscientes en la lucha contra el cambio climático.

Tercera idea: La crisis del coronavirus ha sacudido este mercado con un descenso de consumo sin precedentes, de hasta el 90% en el caso del queroseno a nivel internacional y que todavía continúa; y de hasta el 80% en la demanda de gasolina y gasóleo en nuestro país durante la primera quincena de abril, el período con mayores restricciones en la actividad económica como consecuencia del confinamiento. Mientras que la demanda de queroseno sigue sin despegar, ya que los aviones siguen en tierra, la demanda de gasolinas y gasóleos se está recuperando un 5% cada semana, si bien todavía estamos lejos de las cifras de demanda del año pasado, aproximadamente un 20% de caída en base a datos de la semana pasada.

La respuesta del sector ha sido modélica, siendo un sector esencial. Todas las refinerías españolas han estado operativas 24 horas al día, 7 días a la semana, con normalidad y de manera segura; con mucha planificación.

Adicionalmente el 98% de las estaciones de servicio con bandera de una asociada de AOP han estado abiertas durante la crisis. Las que han tenido que cerrar en general lo han hecho temporalmente por contagio de algún empleado que nos ha obligado a desinfectar las instalaciones, poner en cuarentena a los compañeros que hubiesen estado en contacto con esta persona, y a su sustitución por otros empleados.

Me gustaría aprovechar para reconocer el trabajo de todas aquellas personas que han estado durante la crisis sanitaria en primera línea atendiendo al público en establecimientos con actividad considerada esencial, como son las estaciones de servicio, o en el sector de la logística transportando los productos petrolíferos, sin olvidarme de los trabajadores de las refinerías.


69Cuarta idea: La crisis del coronavirus, que aún no hemos cerrado, nos ha dejado la tarea de recuperarnos de la crisis económica sobrevenida, en la cual todo el sector energético tiene un papel crucial.

Esta crisis nos ha dejado una lección muy importante: un país es tan fuerte, tan resiliente y tan flexible como lo es su industria.

El refino es una industria que ha demostrado fortaleza, resiliencia y flexibilidad en tiempos de crisis, y ahora vamos a poner todas esas capacidades al servicio de la recuperación económica.

Y lo vamos a hacer invirtiendo para reducir las emisiones del parque automovilístico actual. Podemos y debemos cambiar los combustibles que alimentan a los vehículos que ya tenemos. Hoy en día los vehículos con motor de combustión interna suponen casi un 99% de las matriculaciones Tan sólo un 1,4 % de los automóviles que se vendieron en el 2019 tenían un enchufe para recargarlos en la red eléctrica. Los motores de combustión interna suponen un 99,8% del parque total de automóviles en nuestro país. Y como nos ha recordado la Secretaria de Estado, los automóviles en nuestro país se mantienen en circulación una media superior a los 13 años, ya que cambiar de coche es una decisión de compra muy importante, y que muchas personas no van a poder permitirse debido a la crisis que viene como consecuencia del coronavirus.

Estoy hablando de los ecocombustibles. Los ecocombustibles son combustibles líquidos bajos en carbono, totalmente aptos para los motores de combustión actuales. Y suponen la introducción de nuevas materias primas en las refinerías, con la consiguiente disminución del crudo utilizado y de sus emisiones.

Nuestro objetivo es llegar a la neutralidad de carbono reduciendo y compensando las emisiones a lo largo de todo el ciclo de vida del producto, de manera que sean emisiones netas cero.

Los ecocombustibles no son una utopía: ya hay proyectos en marcha para producir biocombustibles avanzados a partir de residuos, proyectos para producir combustibles sintéticos a partir de CO2 capturado y agua, y proyectos para la producción de hidrógeno verde.

Ahora bien, con la redacción actual del Artículo 12 del Proyecto de ley del Cambio Climático y de la Transición Energética, a partir del 2040 no se podrían vender automóviles que consuman esos combustibles con cero emisiones netas, como pueden ser los combustibles sintéticos (los e-fuels) producidos a través de hidrógeno verde y de CO2 capturado del aire.

Y me gustaría preguntar ¿Quién va a tener el valor, o la osadía, de invertir si una ley establece la intención de que tus productos no se puedan comercializar a pesar de ser de cero emisiones?

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Tenemos que transmitir confianza desde el punto de vista legislativo, para no poner en riesgo el futuro de la industria del país. Lo ha dicho muy bien Miguel Antoñanzas en sus palabras iniciales: la legislación transparente y justa atrae inversiones.

En España tenemos las mejores refinerías de Europa, en el sector tenemos la intención de invertir para convertirlas en las más sostenibles y que generen empleo de calidad, pero es necesaria una regulación que incentive, en lugar de que paralice, esas decisiones de inversión.

Gas

Marta Margarit BorrásSecretaria General

SEDIGAS


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Buenos días, como ya han dicho mis compañeros de “mesa”, la etapa que estamos terminando de pasar oscurece el consumo y los números

de todo un año.

El año 2019 nos queda muy atrás después de tres meses donde la emergencia sanitaria, el impacto en la población y la economía tienen y han marcado la actualidad.

Es por ello que al ya tradicional título del Balance Energético hay que añadirle un flash de cuál ha sido el impacto del Covid19 y qué va a aportar el sector del gas para la recuperación económica.

AÑO 2019

Podríamos resumir el año 2019 con 3 factores clave:

• Un mayor hueco térmico para el gas, principalmente para los ciclos combinados pero también la cogeneración tuvo una buena participación

• El incremento de la movilidad a gas llegando a sumar más de 22 mil vehículos actualmente en servicio. Y a la par que crece el parque móvil, crecen las estaciones de repostaje. En estos momentos existen ya 79 gasineras de Gas natural comprimido y 49 de gas natural licuado, que como ustedes saben es utilizado en los vehículos de larga distancia.

• Rol creciente del gas renovable donde hemos visto que están creciendo los proyectos de biometano, y se ponen en marcha diversas iniciativas de hidrógeno. Desde Sedigas se ha lanzado el hub de gas renovable que agrupa a todos los actores del sector y sobre todo, nuestra satisfacción porque aparecen, con medidas específicas, no solo en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, sino también en la Ley de Cambio Climático y Transición Energética.

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80% GENERACIÓN ELÉCTRICA

2019 ha sido un año de considerable incremento de consumo para el gas, debido principalmente a que los ciclos combinados han dispuesto de más hueco térmico para la generación eléctrica.

Las causas son varias:

• El coste de las emisiones de CO2 (hemos llegado a ver puntas de 27 €/tn) y el paulatino abandono de las centrales térmicas de carbón

• Paradas de las centrales nucleares de Vandellós II y Ascó II.

• La escasez de producción hidráulica debido a falta de lluvias en meses donde tradicionalmente llueve, como el mes de abril.

Todo ello ha posicionado a los ciclos combinados como la tecnología de respaldo imprescindible para asegurar el suministro eléctrico.

En estos números de demanda, les llamará la atención también la disminución del consumo residencial; tal y como les cuento todos los años, este consumo siempre está en función de las temperaturas del año.


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AÑO CÁLIDO

Aquí tienen la tradicional gráfica de temperaturas donde verán que los picos invertidos azules en invierno, o sea las puntas de frío, se dieron solamente en enero y noviembre.

Esto se traduce en un menor encendido de calefacciones, que sumado al calor excepcional del verano, supuso una disminución de casi 6 TWh/año.

DEMANDA EUROPEA

Comparando con nuestros vecinos europeos, España es la que más crecimiento de consumo ha tenido, y también es la demanda eléctrica la que nos hace crecer de forma relativa.

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APROVISIONAMIENTO

En referencia al aprovisionamiento, cabe destacar el aumento de GNL respecto al gas natural. El stock acumulado y los bajos precios han hecho que el aprovisionamiento se decantara más hacia la llegada de gas por metanero.

Llamar la atención también sobre la importancia que EEUU y Rusia están tomando. Como saben, EEUU se ha convertido en exportador y Rusia nos aprovisiona a partir de la planta de licuefacción que se puso en marcha en 2017 en Yamal, en el ártico.

La diversificación de orígenes es lo que confiere la seguridad de suministro al sistema gasista.


77PLANES DE REACTIVACIÓN

No quería pasar a hablar de la recuperación económica sin dar nuestras condolencias a todos los fallecidos pero también agradecer el trabajo de todos los que han puesto su granito de arena para mejorar la situación.

SOLIDARIDAD

El sector gasista ha contribuido con muchas iniciativas humanas y económicas.

Iniciativas del sector gasista para afrontar la crisis sanitaria: en los momentos excepcionalmente adversos para toda la población, las compañías gasistas impulsaron una serie de acciones rápidas dirigidas a los usuarios de gas así como empleados y resto de la sociedad:

• Ante todo fue asegurar el suministro. Los trabajadores del sector se mantuvieron en su sitio para atender la demanda. Demanda que como ya ha dicho AELĒC bajó en la parte industrial, pero se mantuvo y creció en el doméstico.

• Si hablamos de solidaridad, las empresas fueron ejemplo.

IMPACTO COVID EN LA INDUSTRIA

Como pueden comprobar, la recuperación industrial se ha moderado un poco como consecuencia de la paralización temporal de producción de un par de industrias relevantes, que entendemos repuntarán en las próximas semanas.

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VARIOS PROTAGONISTAS

El mensaje recibido por el Gobierno y que Sedigas ha hecho propio es que la reactivación económica será “verde y digital”.

Es por ello que desde el sector gasista vamos a apalancar dicha recuperación en el impulso de la economía circular así como en la digitalización.

PROYECTOS DE GAS RENOVABLE

Tal y como definía el IDAE, el gas renovable es la única fuente energética que puede usarse para aplicaciones eléctricas, térmicas o como carburante.

Como gas renovable, consideramos tanto el biometano como el hidrógeno. Se ha puesto en marcha el hub de gas renovable que pretende agrupar toda la información disponible.

Los proyectos de biometano están avanzados, la tecnología existe y tiene un potencial calculado de entre 20 y 35 TWh/año según el IDAE. Este año se ha publicado la norma UNE0062 de las garantías de origen de biometano inyectado en red. Para alcanzar el potencial completo, se requiere el desarrollo de una hoja de ruta con objetivos nacionales, completar el sistema de certificación de garantías de origen así como la definición de los mecanismos de ayuda. Si todo eso se produce, solo con el biometano, se puede generar hasta 25 mil puestos de trabajo en zonas rurales así como contribuir considerablemente al PIB español.

En el caso del hidrógeno, es necesario la promoción de programas de I+d+i para aprovechar el potencial de España en ponerse a la cabeza de


79la producción de hidrógeno renovable a partir de la energía renovable sobrante. España está bien posicionada por su elevada producción de energía renovable, así como por disponer de una red de gas bien mallada y joven para la conducción de este gas.

COMPLETAR LA DIGITALIZACIÓN DEL SECTOR

La red de gas es una red completamente digitalizada a falta del punto de consumo doméstico.

Toda la supervisión de la red se hace desde un centro de control digital y se han eliminado los procesos analógicos. Sin embargo, queda un 30% de energía, que es la que consume el sector doméstico-comercial, que todavía no está digitalizado y su recambio generaría hasta 50 mil puestos de trabajo.

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IMPULSO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

Efectivamente es el sector residencial-comercial el que aglutina la mayor cantidad de instalaciones térmicas. Es por ello que cualquier actuación de mejora en él mejoraría considerablemente la eficiencia energética.

Por ello estamos proponiendo planes para:

• Aceleración y digitalización de licencias

• Planes de renove de sustitución de calderas

• Planes de rehabilitación de viviendas y edificios públicos

MOVILIDAD

Igualmente, en la movilidad, el impulso de los combustibles alternativos impulsaría la industria nacional a través de la renovación de flotas de diversos tipos así como la reconversión de buques.


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INDUSTRIA

El consumo de gas en la industria es un indicador de la evolución del PIB.

La industria calor intensiva es industria nacional y genera empleo de calidad.

Igualmente, la cogeneración, como herramienta de competitividad, ayuda a que los costes de estas industrias sean competitivos frente a su competencia.

Es por ello que toda acción para mantener su mercado y contener sus costes ayudará a la recuperación económica.

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PERSPECTIVAS 2020

La revisión de la demanda estimada al año 2020 es una revisión a la baja sobre todo porque desde el ámbito industrial, como venimos diciendo afecta mucho. Es una revisión a la baja de un 10%

Sin embargo, una primera estimación del 2021 estaríamos viendo ya una recuperación económica.

GAS VERDE Y DIGITAL

PERSPECTIVAS

Balance Energético, perspectivas y planes de reactivación

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