Según se recoge en la publicación ‘El sector eléctrico español en números. Informe 2019’, elaborada por Fundación Naturgy y presentada por el economista especializado en mercados de energía Miguel Angel Lasheras, “la potencia renovable instalada en el sistema peninsular español, sin tener en cuenta la hidráulica, creció el año pasado un 20%, lo que significa que nos hemos acercado al récord anual en capacidad renovable, hasta alcanzar el 40%”.
En cuanto a la producción, si se considera la hidráulica, las renovables generaron un 40% del total, repartidos de la siguiente forma: 55% eólica, 20% hidráulica y 9% fotovoltaica. El sistema de generación eléctrico español redujo un 23% las emisiones de CO2 el año pasado. “Las emisiones cayeron hasta 50.000 ktn de CO2, y ello con un precio del CO2 en ascenso, que se acercó a los 25 €/Tn”, según Lasheras.
Esta tendencia está en línea con la reducción de emisiones desde el año 2005, cuando se implantó el mercado de derechos de emisión. Desde entonces, las emisiones de la generación eléctrica se han reducido casi un 50% en España. Según Lasheras, “estamos en los comienzos de un nuevo ciclo inversor profundo». En España, la relevancia de este esfuerzo inversor es manifiesta, si consideramos que refuerza lo hecho en los últimos 20 años, en los que el apoyo a las renovables desde la tarifa eléctrica ha sido de unos 69.000 millones de euros.
Por otro lado, Lasheras recuerda que “en 2019, el esfuerzo inversor en renovables que comenzó a intensificarse en 2018 se ha producido, sobre todo, en instalaciones eólicas y fotovoltaicas sin retribución específica, con 6,4 GW de nueva potencia instalada, aunque todavía por debajo de los 8 GW previstos”.
Ciclos combinados
Otra de las dinámicas del pasado ejercicio fue el incremento de la producción de electricidad con ciclos combinados, hasta alcanzar el 21% de la producción total. El incremento de la generación con gas natural se produjo en paralelo a una reducción de la generación con carbón, que el año pasado solo representó el 4% de la producción total.
En cuanto al coeficiente de utilización, los ciclos combinados pasaron del 12,3% en 2018 al 23,8% en 2019, mientras que el carbón pasó del 41,6% al 13,2%. Según Lasheras, “hay que destacar que uno de los hechos que más contribuyó a la reducción de emisiones provocadas por la generación eléctrica, además de las renovables, fue el mayor uso de los ciclos combinados para producir electricidad. En 2019, aumentaron su generación en la Península en un 93,7% respecto al año anterior, es decir, casi doblaron su producción en un año, y sustituyeron con creces la totalidad de la electricidad que dejaron de producir las centrales de carbón”.
LOS COSTES DEL SISTEMA
El informe también recoge los datos económicos relativos a la actividad eléctrica, que arrojan unos costes a la baja respecto al año anterior. La energía se redujo un 17%, en línea con los mercados mayoristas, y el coste unitario medio disminuyó y fue el más bajo de los últimos cinco años.
El comportamiento de los costes estuvo en consonancia con los precios de la energía para el consumidor. Para el mercado residencial, tanto con impuestos como sin impuestos, las estadísticas de Eurostat para un consumidor tipo indican unos precios menores que en 2018 y ligeramente por encima de la media europea. Y en el segmento industrial, los precios se situaron ligeramente por debajo de la media europea, con una caída también respecto a los del año anterior.
Por su parte, la demanda nacional de electricidad se redujo en un 1,5%, “contrastando con las previsiones de REE y la CNMC, que apuntaban a unas reducciones de 0,3% y 0,4% respectivamente”, explica Lasheras.
Del análisis de todos estos datos, el economista concluye que “2019 fue un año que acercó el sector eléctrico a la transición ecológica impulsada por las instituciones europeas y españolas: menos emisiones, más renovables y menos costes”. Y añade: “El único aspecto negativo fue el déficit de más de 700 millones, que confiamos sea coyuntural, y que se debió a un exceso de optimismo en las previsiones sobre las que se construye y parametriza el cálculo de tarifas”. El déficit de tarifa arroja una deuda pendiente de más de 16.000 millones considerando intereses, a cierre de 2019.
