Las emisiones de CO2 procedentes de carbón, gas y petróleo alcanzan niveles nunca vistos

Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) procedentes de la quema de combustibles fósiles superarán su máximo registro histórico en 2023, curso aún no concluso en el que está previsto alcancen los 36.800 millones de toneladas (+1,1% con respecto al año anterior). Nunca antes carbón, petróleo y gas emitieron tantos gases de efecto invernadero como en este año que está a punto de concluir. El dato aparece en la última edición del informe anual Global Carbon Budget, que fue publicado ayer y que concreta que crecen los malos humos de todos los combustibles: +1,1% en el caso del carbón; +1,5% en el del petróleo; y +0,5% en el del gas.

La conclusión más llamativa del informe es que, a pesar de todo el conocimiento científico acumulado hasta hoy, de todas las evidencias que relacionan la actividad humana -la quema de combustibles fósiles- con el cambio climático (la antropogénesis del calentamiento global), 2023 terminará con un incremento de las emisiones procedentes del carbón (+1,1%); del petróleo (+1,5%) y del gas (+0,5%).

En total, se espera que las concentraciones de CO2 en la atmósfera llegarán a 419,3 partes por millón a final de año, un 51% por encima de las emisiones del periodo preindustrial (1850-1900).

En la actualidad, más o menos la mitad de las emisiones de CO2 son absorbidas por los sumideros de carbono de la tierra y de los océanos, mientras que el resto permanece en la atmósfera y provoca el cambio climático. El estudio recoge también que las emisiones globales de CO2 producidas por los incendios forestales también aumentaron en 2023 por encima de la media debido, sobre todo, a una temporada de incendios "extrema" en Canadá, donde se ha quemado entre seis u ocho veces por encima de la media.

Las comunidades del PP boicotean la llegada de más de 300 millones en ayudas al autoconsumo eléctrico

La inmensa mayoría de las comunidades autónomas gobernadas por el PP están boicoteando la llegada a sus propias regiones de más de 300 millones de euros en ayudas adicionales de los fondos europeos para el autoconsumo eléctrico a las que tienen derecho sus ciudadanos y empresas, con el argumento de que el sistema de reparto es demasiado complejo.

Los fondos corresponden a la tercera ampliación del presupuesto de estas ayudas, dotada con 500 millones, con cargo a la segunda fase del Plan de Recuperación, la conocida como adenda, que la Comisión Europea aprobó a principios de octubre. Además, hay otros 20 millones de remanente de otras convocatorias que no se han agotado.

Según fuentes del sector, de esos 500 millones extra quedan sin asignar más de 300 millones. Se trata de dinero reservado a comunidades autónomas gobernadas por el PP que no los han pedido.

Las encabezan Madrid y Andalucía, a las que les tocaban unos 80 millones para cada una. Les siguen Galicia, Castilla y León, Canarias, Aragón, Región de Murcia, Illes Balears, Extremadura, La Rioja y las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla. Cantabria y Comunitat Valenciana, también con gobiernos del PP, sí han pedido fondos de esta partida extra.

Estos 500 millones de fondos extra, con los que se contaba desde hace ya muchos meses, se aprobaron el pasado 23 de noviembre, tras una reunión técnica con las comunidades autónomas celebrada el 24 de octubre a la que asistieron los directores generales de Energía de las regiones.

El bloqueo se produce en un contexto complejo para el autoconsumo. Tras el boom de 2022, la instalación en el segmento doméstico está cayendo en picado por la bajada de precios de la luz, la subida de tipos de interés y la “percepción” de que las ayudas no llegan, como dijo en septiembre la patronal sectorial UNEF, como consecuencia de la lentitud en su tramitación (en algunas comunidades se tarda más de un año en cobrarlas).

A ello se suman los retrasos en la legalización de las instalaciones, que la OCU achacaba este lunes a “trabas de las distribuidoras y de la propia Administración”. Hay incluso una investigación abierta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que afecta a Endesa. (+)

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¿Preocupa la curva de pato de 2023?

En los gráficos se observa cómo, a partir de 2021, los precios a las horas centrales del día empiezan a bajar con respecto a los precios fuera de las horas solares. 

Las energías renovables no gestionables, al tener un coste de oportunidad nulo, ofertan su energía en el mercado a precios cero o muy bajos, con lo que presionan los precios del mercado a la baja cuando su producción aumenta.

También se observa cómo el impacto de la energía solar en los precios es mayor durante los meses de verano, aunque también es notable durante la primavera y el otoño, cuando la radiación solar es mayor.

La UE invertirá 2.300 millones para triplicar la capacidad renovable en 2030

La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, ha anunciado que la UE invertirá 2.300 millones de euros en los dos próximos años para impulsar el Compromiso Mundial sobre Energías Renovables y Eficiencia Energética, un acuerdo internacional alcanzado este sábado en la cumbre del clima de la ONU de Dubai (CoP28) e impulsado por la presidencia de la CoP28 y 118 países. Este pacto pretende triplicar la capacidad instalada de energía renovable hasta alcanzar, al menos, 11 teravatios (TW) y duplicar la tasa de mejora de la eficiencia energética mundial, pasando de aproximadamente el 2% a una cifra anual del 4%, de aquí a 2030.

Esta iniciativa, propuesta por primera vez por la presidenta de la Comisión en el Foro de las Principales Economías celebrado el pasado mes de abril, permitirá acelerar la consecución de los objetivos climáticos mediante la transición hacia un sistema energético descarbonizado y ayudará a eliminar gradualmente los combustibles fósiles.

Este compromiso internacional ha sido desarrollado en estrecha cooperación entre la Comisión Europea y la Presidencia de la CoP28, con el apoyo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). Este entendimiento, adoptado durante los primeros días de la CoP28, debería contribuir a impulsar el un texto final ambicioso en esta CoP28, por lo que la UE demanda que se adopten medidas concretas para eliminar gradualmente los combustibles fósiles en todos los sistemas energéticos a escala mundial, en particular el carbón, y aboga por una formulación que así lo refleje en la decisión final de la COP.

Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea: «Con este compromiso Mundial, hemos construido una coalición amplia y fuerte de países comprometidos con la transición hacia una energía limpia: grandes y pequeños, norte y sur, grandes emisores, países en desarrollo y pequeños Estados insulares. Por ello, en los próximos dos años, invertiremos 2.300 millones de euros con cargo al presupuesto de la UE para apoyar la transición energética en nuestra vecindad y en todo el mundo. Este compromiso, junto al apoyo financiero, creará puestos de trabajo ecológicos y crecimiento sostenible mediante la inversión en tecnologías del futuro. Y, por supuesto, reducirá las emisiones, que constituyen el núcleo de nuestro trabajo en la CoP28".

La energía renovable cae a precios de saldo pero no rebaja el recibo de la luz de hogares y empresas

Los parques de energías renovables producen electricidad por debajo de sus costes más de la tercera parte de los días, a menos de 40 euros el Mw.h (megawatio.hora), sin que eso llegue a reflejarse en una tendencia a la baja del recibo de la luz como consecuencia de los disparatados sistemas de fijación marginal de precios y de formación de tarifas que se aplican en España.

Según los datos de OMIE, el Operador del Mercado Ibérico de Electricidad, los precios mínimos de las subastas de energía se situaron por debajo de los 40 euros por Mw.h (cuatro céntimos el Kw.h) en 143 de las 365 jornadas transcurridas entre el 1 de diciembre de 2022 y el 30 de noviembre de 2023, es decir, casi dos de cada cinco días.

La mayor parte de esas bajas cotizaciones coinciden con niveles de cero, es decir, de tramos horarios (no días completos) en los que la elevada producción solar o eólica satura la oferta y desborda la demanda hasta el punto de que sus cotizaciones caen de la ganga a la gratuidad.

Sin embargo, eso no supone un obstáculo para que en otros tramos de las jornadas, como las noches de anticiclón en las que la solar para y la eólica no produce, o los días cubiertos sin viento, en los que caen ambas, entren en el sistema otras tecnologías caras como las centrales de ciclo combinado o las hidroeléctricas con ofertas de oportunidad que disparan el precio de toda la electricidad hasta niveles de más de cien y de doscientos euros por Mw.h en los picos máximos y de 69 a 133 en las medias mensuales.

Sin embargo, en esos mismos doce meses y según las estimaciones de la OCU (Organización de Consumidores y Usuarios) la factura media osciló entre los 44,95 de noviembre de 2023 y los 79,35 euros de diciembre de 2022, con solo los cuatro meses en los que más de la mitad de los días la renovable produjo por debajo de sus costes (enero, abril, mayo y noviembre) con menos de 60 euros en el recibo medio de las tarifas reguladas.

"¿Acaso el precio medio de cien euros por Mw.h se corresponde con la realidad?", se pregunta el presidente de la Fundación Renovables, Fernando Ferrando. Apunta que "el precio bajará conforme se hagan más subastas de renovables con precio de venta de la energía tasado. Mientras tanto, todo lo que marque el gas, y el agua como si fuera gas, impide que bajen los precios".

"¿Bajará el precio con el desarrollo de las renovables? Sí, pero lo hará muy lento porque no van a cambiar el sistema marginalista de las subastas horarias. Tenemos una urgencia, pero estamos corriendo los cien metros lisos a velocidad de maratón", señala. "Los objetivos de la transición energética están claros, pero el ritmo lo marca quien lo marca", añade.

Los principales beneficiarios del disparatado mercado energético español son las empresas del llamado oligopolio, en las que confluyen una amplia cartera de clientes.

Según los datos de Redeia, las renovables cubrieron en los últimos doce meses con datos disponibles, de noviembre de 2022 a octubre de 2023, algo más del 57% de la generación de electricidad en España, con las principales aportaciones en la solar (23%) y la eólica (13,5%).

En ese mismo periodo, las centrales de ciclo combinado, las que más tiran al alza de los precios finales para empresas y consumidores, aportaron un 18% de la energía.

Los precios de las baterías registran su mayor caída desde 2018, según BloombergNEF

Según el estudio anual de BloombergNEF sobre las baterías de iones de litio, el precio medio de los packs ha caído este año a 139 dólares por kilovatio hora, un 14% menos que los 161 dólares/kWh de 2022, lo que implica el mayor descenso registrado por la consultora desde 2018.

Para calcular este precio medio, BNEF realizó más de 300 encuestas entre compradores y vendedores de baterías de iones de litio para vehículos eléctricos de pasajeros, vehículos comerciales, autobuses, vehículos de dos y tres ruedas y aplicaciones de almacenamiento de energía. Los precios varían según el sector: los autobuses eléctricos y los vehículos comerciales chinos tienen los precios más bajos, 100 dólares/kWh. El precio medio de los packs para turismos totalmente eléctricos fue de 128 $/kWh.

Respecto a los pronósticos para el futuro, el equipo de almacenamiento de energía de BNEF espera que los precios sigan de cerca la trayectoria de los precios de las materias primas. “Proyectamos que los costes de los paquetes caerán a 133 $/kWh el año que viene en términos reales de 2023. A largo plazo, si se mantiene el ritmo de aprendizaje del año anterior, los precios de las baterías caerán por debajo de 100 $/kWh en 2027”, explican los autores del informe.

Las baterías más baratas en China cuestan 126 $/kWh, y un 11% y un 20% más en Estados Unidos y Europa, respectivamente. Los precios más altos se deben a la relativa inmadurez de estos mercados, los mayores costes de producción, menores volúmenes y las importaciones de baterías.

Finalmente, desde BNEF afirman que la fabricación local de baterías en regiones como Estados Unidos y Europa puede hacer subir los precios a corto plazo debido al precio de la energía, los equipos, el suelo y la mano de obra en estas regiones en comparación con Asia. “No obstante, a medida que la industria madure, estos costes podrían acabar bajando”, concluyen.