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¿Cómo será el proyecto que ocupará siete veces la superficie del municipio de A Coruña?

El mayor campo eólico flotante de España está proyectado frente a las costas gallegas, a 60 kilómetros de A Coruña. Su capacidad de producción prevista es de 4.800 GWh anuales, lo que supondrá atender aproximadamente el 30% del consumo eléctrico de la comunidad autónoma gallega. La superficie que tendrá este parque marino, 268 km2, equivale a siete veces el término municipal de A Coruña. La presentación del proyecto, que preocupa a pescadores y ecologistas, coincide con el desmantelamiento de la central térmica de As Pontes.

El Ministerio para la Transición Ecológica acaba de recibir el proyecto para la construcción del parque eólico marino Nordés, que tendrá una superficie máxima de 268 kilómetros cuadrados y se situará delante de la costa ártabra, a unos 60 kilómetros de A Coruña.

Estas son las claves del proyecto:

¿En qué fase se encuentra el proyecto del parque eólico Nordés? Acaba de iniciar el trámite de evaluación ambiental en el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en el que se determinará su impacto y si deben realizarse cambios. Una vez dado este paso, el departamento ambiental puede dar su visto bueno o exigir todavía más estudios. La propuesta presentada ha sido remitida a 61 organismos estatales, autonómicos y locales para que aleguen lo que consideren. También se ha enviado a entidades ecologistas. Los ayuntamientos a los que se consulta son Arteixo, Camariñas, Carballo, Cariño, Cedeira, A Coruña, Ferrol, A Laracha, Laxe, Malpica de Bergantiños, Mañón, Miño, Narón, Oleiros, Ponteceso y Valdoviño.

¿Quién está detrás de esta iniciativa? El promotor de esta actuación es la empresa Parque Eólico Marino Nordés SL, sociedad formada entre Bluefloat Energy y Sener Renewable Investments.

¿Cuál es la inversión prevista? El consejero delegado de BlueFloat (una de las firmas que participa en el proyecto), Carlos Martín, señala que resulta “muy difícil” aún hablar de inversión del proyecto sin tener un “acercamiento” previo “con el territorio”. En concreto, se refiere a que ahora el proyecto será evaluado por Transición Ecológica, que consultará a diversas entidades de Galicia para que se pronuncien sobre él.

¿Cuál es la superficie del parque eólico? El área de ocupación, considerando las dos fases de desarrollo previstas, es de 268 kilómetros cuadrados. Esta es la superficie total de implantación necesaria para la colocación de 80 turbinas y dos subestaciones flotantes. El proyecto recoge que “las turbinas han sido posicionadas con el objetivo de maximizar su producción y teniendo en cuenta unas distancias que minimizan la afección de unas a otras”. El parque eólico se situará a unos 60 kilómetros de distancia de A Coruña y a unos 30 de la costa de Ferrol.

¿En cuántas fases se prevé el desarrollo del proyecto? En dos etapas diferentes. Una primera incluye la instalación de 35 aerogeneradores con una producción estimada aproximadamente de 2.100 gigavatios-hora al año. Posteriormente se prevé la colocación de los otros 45 aparatos, que extenderían la producción anual del parque a cerca de 4.800 gigavatios-hora al año.

¿Por qué se escoge esta ubicación frente a la costa ártabra? El proyecto recoge que se ha escogido esta ubicación frente a la costa de la provincia coruñesa porque “la calidad del recurso eólico en esta región puede considerarse muy buena, siendo una de las zonas con mayor potencia eólica del país” y que se registra “un valor óptimo para la producción eólica” con estas instalaciones. El consejero delegado de BlueFloat, Carlos Martín, asegura que “la zona propuesta no se solapa con espacios naturales protegidos, tiene en cuenta la ubicación de los caladeros de pesca, evita las zonas de especial protección para aves localizadas en la costa ártabra (Punta de Candelaria, Ría de Ortigueira, Estaba de Bares y el espacio de Punta de Valdoviño), así como las zonas de mayor tráfico marítimo”. También afirma que “no presenta vulneraciones de servidumbres aeronáuticas y es compatible con la ubicación de los arrecifes artificiales, recintos o jaulas destinadas a la acuicultura o instalaciones de cultivo de mariscos”.

¿Por qué se selecciona la conexión con Sabón? “Se justifica por la disponibilidad de capacidad de conexión en el nudo existente, así como por la mayor cercanía de este nodo a la zona de implantación del parque”, según afirma el consejero delegado de BlueFloat. El cable submarino que transportará la electricidad tendrá una longitud de 67 kilómetros.

¿Hay plazos previstos o estimados para el proyecto? En este momento se está “en el punto de partida de un proceso” en el que se tendrán que recibir respuestas a las consultas de todas las partes, para ir configurando el proyecto, según explica Carlos Martín, de BlueFloat.

¿Cuántos puestos de trabajo se prevé que se creen? En caso de que el parque eólico consiga las autorizaciones administrativas necesarias, el promotor destaca, según recoge la documentación presentada en el Ministerio para la Transición Ecológica, que se producirá un “fomento del crecimiento económico y del empleo”. Se estima la generación de unos 14.000 empleos directos durante la fase de construcción, de los que unos 6.000 serían en Galicia. Para la operación y mantenimiento se calculan unos 240 puestos de trabajo al año, con lo que el número de puestos de trabajo directos totales ascendería, considerando una vida útil del parque de 30 años, hasta los 21.000 empleos.

¿Tiene alguna vinculación este proyecto con otros similares desarrollados en tierra, en concreto en el puerto exterior, como el que impulsa Fisterra Energía (Blackstone)? El consejero delegado de BlueFloat, Carlos Martín, afirma que “en absoluto, ninguna relación”.

¿Cómo se realizará la construcción del parque eólico? Esta actuación requiere de la construcción de las plataformas flotantes para la cimentación de los aerogeneradores y las subestaciones flotantes. Después se procederá a la instalación del conjunto plataforma-aerogenerador y plataforma de la subestación eléctrica en el área marina de operación. Además, se deberá proceder al tendido de los cables submarinos y su conexión en tierra hasta llegar a la subestación eléctrica del polígono de Sabón.

Artículo original: informacion.es

Desde Electygas energía queremos ayudar a la toma de decisiones para una instalación de energía solar fotovoltaica en un sector que está en auge. Aunque el coste de la energía solar ha bajado un 80% en la última década, la inversión inicial suele ser importante. A la hora de seleccionar la mejor empresa de energía solar para la instalación de tu casa, el precio para muchas personas es uno de los factores más importantes.

¿Qué determina el coste de los paneles fotovoltaicos?

Hay algunos factores clave que conducen a diferentes presupuestos de instalación del sistema solar fotovoltaico. Entenderlos puede ayudarte a decidir si merece la pena instalar un sistema fotovoltaico en tu casa. Vamos a verlos con más detalle.

• Tamaño del sistema. El dimensionamiento de tu sistema solar doméstico dependerá principalmente de tus necesidades energéticas. Puedes estimar aproximadamente cuántos paneles solares fotovoltaicos necesitarás basándote en las facturas eléctricas anteriores, el espacio disponible en tu tejado y la cantidad de luz solar de tu zona, pero para tener un tamaño exacto del sistema, necesitarás consultar con un instalador solar local.El instalador evaluará las necesidades energéticas de tu casa basándose en los mapas de irradiación, las facturas de electricidad, las imágenes por satélite de tu tejado, tu compañía eléctrica y otros datos relevantes. A continuación, puede recomendar un tamaño de tu sistema fotovoltaico que se adapte a tus necesidades energéticas. Cuanto más grande sea el sistema, más caro será.
• Tipo de paneles solares y otros costes de equipamiento. Existen tres tipos básicos de paneles fotovoltaicos dos de los cuales se usan habitualmente en el ámbito doméstico: los paneles monocristalinos y los policristalinos. Los paneles monocristalinos tienden a ser más eficientes desde el punto de vista energético, lo que puede suponer un mayor ahorro a largo plazo, pero también son un poco más caros.Dicho esto, la eficiencia de las placas solares es lo más importante para la mayoría de los propietarios de viviendas que quieren instalar un sistema fotovoltaico en su tejado, ya que probablemente tendrán menos espacio para trabajar que los proyectos solares comerciales o los sistemas de paneles solares montados en el suelo.
  Otros componentes que puedes necesitar comprar son los inversores, el cableado, los reguladores de carga, los soportes, las baterías solares y algunos otros más. Considerar hasta qué punto la energía de reserva es una prioridad para tu casa: las baterías suelen ser uno de los componentes más caros del sistema.
• Ubicación geográfica. Como es lógico, la instalación solar tiende a ser más rentable en las zonas que reciben mucha exposición al sol y, por tanto, más energía para convertir en electricidad. Esto significa básicamente que los paneles solares fotovoltaicos funcionarán de forma más eficiente y, en muchos casos, significa que necesitarás menos placas en general para alimentar tu casa. Otros factores, como la orientación de tu casa y la cantidad de sombra que recibe, también influyen en la eficiencia de tu sistema.
• Incentivos solares. Tanto el gobierno central como autonomías o ayuntamientos tienen programas de incentivos para animar a los propietarios a comprar paneles solares residenciales. Estos incentivos pueden reducir considerablemente la inversión. El instalador puede ayudarte a encontrar los programas que mejor se adaptan a tus necesidades. De todas formas, no está de más que hagas las consultas personalmente a las diferentes administraciones públicas.
• Factores adicionales del coste de instalación de los paneles solares. Hay muchos otros factores que pueden influir en los costes de instalación de los paneles solares. Estos incluyen (pero no se limitan a): disponibilidad de paneles solares en tu zona, tu factura de electricidad actual, el coste actual de los envíos, el número de instaladores en tu zona, los problemas de la cadena de suministro o las tarifas eléctricas locales. Lo mejor que puede hacer es comparar precios. Pide presupuestos de empresas locales, evalúa qué servicios te pueden interesar y pregunta por ofertas especiales o incentivos públicos. Familiarízate con las mejores marcas de paneles solares asequibles si el presupuesto es tu prioridad.

¿Cuánto cuesta la instalación de paneles solares? Pues depende mucho de la zona donde vivas. El precio exacto que pagarás por un sistema fotovoltaico dependerá de una serie de factores y la mejor manera de averiguarlo es obteniendo presupuestos de las empresas solares locales más cercanas.

¿Qué estas pagando exactamente? Los paneles solares en sí mismos suelen representar sólo una cuarta parte del coste total del sistema. Los gastos restantes incluyen los costes de mano de obra, el mantenimiento de la instalación solar y las piezas y equipos adicionales (como inversores, sistemas de montaje, cableado, cargadores de vehículos eléctricos o baterías).

¿Cómo pagar un sistema fotovoltaico doméstico? Los diferentes instaladores y empresas instaladoras pueden ofrecerte diferentes planes de financiación, lo que te permite cierta flexibilidad.

Coste del mantenimiento de los paneles solares. En general, los sistemas solares están diseñados para funcionar sin problemas durante décadas sin necesitar mucho mantenimiento. Sin embargo, incluso los mejores sistemas requieren una limpieza y revisión rutinaria, ya que la suciedad y los residuos pueden acumularse sobre las células solares y reducir su rendimiento.

Garantía. La garantía de los paneles debería cubrir cualquier coste asociado a su mal funcionamiento. Las garantías estándar de los paneles suelen durar unos 25 años.

Toma la mejor decisión. La energía solar no es adecuada para todos los propietarios, ni para todas las casas. Dicho esto, muchos propietarios descubrirán que el coste total de la energía solar se ve compensado con creces por el ahorro de energía recurrente a largo plazo que proporciona un considerable retorno de la inversión. Asegúrate de tener en cuenta el coste, las necesidades energéticas, los incentivos fiscales, el valor de la vivienda y otros factores para tomar una decisión totalmente informada sobre el cambio a la energía renovable con energía solar.

¿Cuánto durará mi sistema de energía solar? Los sistemas solares están diseñados para ser muy duraderos. Con el mantenimiento más básico, la mayoría de los sistemas de energía solar deberían seguir funcionando y produciendo energía entre 25 y 35 años.

Artículo original: ecoinventos.com

El Gobierno ha aprobado el Real Decreto por el que se regulan los programas de ayuda en materia de rehabilitación residencial y vivienda social, que permiten implementar dos de las principales inversiones del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), dotadas con 4.420 millones de euros. La cifra incluye 450 millones de euros destinados a financiar los incentivos fiscales a la rehabilitación.

El Consejo de Ministros ha probado dos reales decretos para impulsar la rehabilitación energética residencial.

La normativa regula el desarrollo de las inversiones C02.I01 ‘Programa de rehabilitación para la recuperación económica y social en entornos residenciales’, con un presupuesto de 3.420 millones de euros, y C.02.I02 ‘Programa de construcción de viviendas en alquiler social en edificios energéticamente eficientes’, que cuenta con 1.000 millones de euros del Mecanismo de Recuperación y Resiliciencia (MRR) aprobado por la Unión Europea. Las inversiones forman parte del Componente 2 del PRTR ‘Implementación de la Agenda Urbana española: Plan de rehabilitación y regeneración urbana’, dotado con 6.820 millones de euros.

El paquete de medidas que abarca esta norma incluye ayudas para la rehabilitación de viviendas y urbanización o reurbanización de espacios públicos o barrios, orientadas a incentivar obras en edificios para mejorar la eficiencia energética cubriendo hasta el 80% del coste según el ahorro conseguido y para fomentar la mejora energética en viviendas individuales que pueden cubrir hasta el 40% del coste.

En concreto, el nuevo Real Decreto articula los planes en seis programas. Los cinco primeros están vinculados a las actuaciones en materia de rehabilitación: el programa de ayuda a las actuaciones de rehabilitación a nivel de barrio, el programa de apoyo a las oficinas de rehabilitación, el programa de ayuda a las actuaciones de rehabilitación a nivel de edificio, el programa de fomento de la mejora de la eficiencia energética de viviendas, y el programa de ayuda a la elaboración del libro del edificio existente para la rehabilitación y la redacción de proyectos de rehabilitación. El sexto programa se dirige a la construcción de viviendas en alquiler social en edificios energéticamente eficientes.

El Mitma procederá a transferir este año a las Comunidades Autónomas y Ciudades de Ceuta y Melilla un total de 1.151 millones de euros, para que puedan aplicar los diferentes programas de rehabilitación residencial, y realizar las convocatorias de ayudas en sus respectivos ámbitos territoriales, de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto.

Medidas urgentes para impulsar la rehabilitación edificatoria

Además del Real Decreto-Ley por el que se regulan los programas de ayuda en materia de rehabilitación residencial y vivienda social, el Consejo de Ministros también ha aprobado el Real Decreto-Ley de medidas urgentes para impulsar la actividad de rehabilitación edificatoria en el contexto del PRTR. Se introducen nuevas deducciones en el Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas (IRPF) por obras de mejora de la eficiencia energética en viviendas y edificios residenciales.

Estas deducciones, vigentes desde el mismo día de publicación del Real Decreto-Ley en el Boletín Oficial del Estado (BOE), se aplicarán sobre las cantidades invertidas en obras de rehabilitación que contribuyan a alcanzar determinadas mejoras de la eficiencia energética de la vivienda habitual y en los edificios residenciales, acreditadas a través del certificado de eficiencia energética.

Se trata de una medida que forma parte del PRTR, ‘Programa de rehabilitación para la recuperación económica y social en entornos residenciales’, dotado con 3.420 millones de euros, de los que 450 millones se destinarán inicialmente para financiar los incentivos fiscales.

Deducciones fiscales

El nuevo Real Decreto-Ley aprobado introduce tres tipos de deducciones. En primer lugar, se establece la deducción del 20% por actuaciones que reduzcan un 7% la demanda de calefacción y refrigeración en la vivienda habitual, según el certificado de eficiencia energética de la vivienda. Debe tratarse de la vivienda habitual del contribuyente, o que esté destinada o vaya a destinarse al alquiler como vivienda habitual. El porcentaje de deducción es de un 20% de las cantidades satisfechas por las obras realizadas en el periodo de aplicación, hasta un máximo de 5.000 euros por vivienda.

En segundo lugar, se determina una deducción del 40% por actuaciones de rehabilitación o mejora que reduzcan un 30% el consumo de energía primaria no renovable, acreditable a través del certificado de eficiencia energética de la vivienda, o mejoren la calificación energética alcanzando las letras A o B en vivienda habitual, en la misma escala de calificación. El porcentaje de deducción es de un 40%, de hasta un máximo de 7.500 euros por vivienda.

En ambos casos, el periodo de aplicación será desde la entrada en vigor del real decreto hasta el 31 de diciembre de 2022

En tercer lugar, se aplicará la deducción del 60% por actuaciones que reduzcan un 30% el consumo de energía primaria no renovable, o mejoren la calificación alcanzando las letras A o B en edificios residenciales. Su periodo de aplicación será desde la entrada en vigor del RDL hasta el 31 de diciembre de 2023, y deben ser actuaciones de mejora que afecten al conjunto del edificio.

El porcentaje de deducción es de un 60% de las cantidades satisfechas por las obras realizadas en el periodo de aplicación, hasta un máximo de 15.000 euros por vivienda.

Mejoras normativas para las comunidades de propietarios

Además de las deducciones fiscales, en el nuevo Real Decreto-Ley se introducen mejoras en la Ley 49/1960, de 21 de julio, sobre propiedad horizontal, para facilitar la toma de decisiones en las comunidades de propietarios. En concreto, se modifica el régimen aplicable a las obras de rehabilitación que contribuyan a la mejora de la eficiencia energética en el conjunto del edificio, estableciendo un régimen de mayoría simple para la realización de tales obras, así como para la solicitud de ayudas y financiación para ello.

Con la nueva normativa, también se refuerza la capacidad de actuación de comunidades de propietarios para el acceso al crédito para obras de rehabilitación y mejora de los edificios, con el fin de que tengan plena capacidad jurídica para la formalización de estos créditos.

Nueva línea de avales del Instituto de Crédito Oficial (ICO)

Asimismo, se aprueba la creación de una línea de avales para la cobertura parcial por cuenta del Estado de la financiación de obras de rehabilitación que contribuyan a la mejora de la eficiencia energética.

Con esta nueva línea de avales del Instituto de Crédito Oficial (ICO), que se desarrollará a través de un convenio con el Ministerio de Transportes, Movilidad y Agenda Urbana (Mitma), se cubrirán parcialmente los riesgos de los préstamos concedidos por parte de las entidades financieras privadas destinados a actuaciones de rehabilitación de edificios de vivienda que contribuyan a la mejora de la eficiencia energética. En concreto, a través de esta nueva línea se podrán conceder avales por un importe de hasta 1.100 millones de euros.

Fuente: Eficiencia Energética

Electrygas energía considera clave analizar la energía del futuro y quiere resaltar que la nueva legislación permitirá que el consumidor español tenga un papel más activo en el mercado energético.

La energía es una de las necesidades más importantes de nuestro día a día. La utilizamos para cocinar, para ver la televisión, para el wifi… En definitiva, para todo. Sin embargo, hoy en día, la energía y el mercado energético en general, continúan sin resultar atractivos al consumidor final. ¿Por qué ocurre esto?

La realidad es que, desde hace años, la regulación del mercado energético ha impedido al consumidor ser partícipe, limitando su relación al simple acto de pagar una factura a final de cada mes por la energía consumida. Una relación muy banal y simple que no genera ningún aliciente para el usuario, pero esto está a punto de cambiar.

Luego nos encontramos en un momento de evolución del mercado energético, una etapa que ya vivimos en el sector de las telecomunicaciones hace 12 años. Un conjunto de situaciones tecnológicas, regulatorias y de forma de consumo liberalizaron el mercado de las telecomunicaciones aumentando la competencia. Pasamos de empresas que proveían un activo (la línea de teléfono) a compañías de servicios de comunicación y entretenimiento, que vendían paquetes convergentes de telefonía móvil, internet y televisión.

La intersección de las tres situaciones desató una reacción en cadena donde se cambió por completo el modelo de venta de la tecnología y fue evolucionando según la forma en que los consumidores la utilizaban y según sus necesidades cambiantes.

La llegada de la nueva regulación de autoconsumo y su última modificación de algunos de los anexos que todavía está en consulta pública abierta implica un cambio sustancial a la hora de producir energía de forma colectiva. Esta regulación habilita la creación de nuevos modelos de producción, gestión y consumo de fuentes de energía renovable, permitiendo compartir la energía de una instalación de autoconsumo entre diferentes consumidores y/o actores participantes sin intermediarios.

Actualmente el mercado energético está en el mismo impasse que vivió el mix energético hace más de una década: se está atomizando y están surgiendo cada vez más iniciativas de autoproducción. Existe un gran movimiento en comunidades energéticas que conseguirán modificar la cadena de valor tradicional de la electricidad y el binomio empresa-cliente. Lo que debemos hacer ahora es desarrollar soluciones centradas por y para el consumidor, y que estas vayan evolucionando según sus necesidades y sus formas de consumir.

NUEVO RETO.

Consistirá en implementar procesos sencillos, transparentes y completamente neutrales para sus participantes, y todo con la complejidad que supone poner a un grupo de ciudadanos de acuerdo. Así pues, la tecnología debe estar al servicio del usuario final para que sea más eficiente y maximice el beneficio de sus activos energéticos, ya sean placas, vehículos eléctricos, baterías o incluso hábitos de consumo.

Pasaremos de un modelo gestionado y controlado por pocas empresas donde todos los activos son de su propiedad, a un modelo Energy-as-a-Service donde los activos son del consumidor. El cliente final podrá participar en el mercado y obtener un beneficio sin tener que preocuparse, además de influir en la creación de nuevos modelos que le ofrezcan valor añadido a él mismo y/o a una comunidad.

En el verano de 2013, el Gobierno aplicó la mayor subida del coste de la potencia eléctrica que todos pagamos en nuestra factura de la luz, reduciendo el coste de la parte regulada del término de energía, bajo el argumento de incentivar el consumo eléctrico.

Estas medidas, entre otras de las aprobadas en aquellas fechas, son impensables hoy en día. Después de varias cumbres climáticas y acuerdos internacionales, la sociedad apuesta por la reducción de consumos energéticos, por la eficiencia y por incentivar el consumo y producción mediante energías renovables.

Si la actual factura eléctrica era compleja para la mayoría de la ciudadanía, las nuevas tarifas TD serán un rompecabezas para el consumidor doméstico. El impacto que esta nueva estructura de tarifas tendrá y los cambios tarifarios y operativos no solo afectarán a los consumidores, el propio mercado de comercialización de electricidad respira incertidumbre.

Los cambios que MITECO y la CNMC están llevando a cabo en los cargos y peajes de energía y potencia, así como la puesta en marcha de una nueva estructura tarifaria en varios periodos, obligatoria para todos los consumidores a partir del 1 de junio de 2021, tienen una triple intencionalidad implícita muy diferente a la reforma de 2013.

Si atendemos al diseño de la estructura tarifaria para no tener una sorpresa a final de mes, deberemos entonces:

1. Consumir menos y desplazar en la medida de lo posible nuestros consumos a franjas horarias más baratas.
2. Consumir mejor ajustando nuestras potencias contratadas y no malgastando energía.
3. Consumir renovable optimizando los recursos fotovoltaicos en horas de máxima producción.

Pero si además queremos que la energía provenga de fuentes renovables, locales, distribuidas y que el 100% de los consumidores tenga acceso a ella de forma barata, deberemos colectivizar la producción. Esta afirmación está cargada de retos y desafíos, algunos salvables desde la pedagogía y el empoderamiento, otros desde el fomento de las subvenciones, las ayudas a la financiación o la reducción de tasas, por ejemplo. Finalmente, otros como los cambios normativos que ya están en marcha ayudarán a minimizar excedentes de producción, y aunque la tecnología y la accesibilidad a los datos energéticos están maduros deberán ponerse en manos de la ciudadanía para acelerar el proceso.

En conclusión, el nuevo mercado eléctrico abre un gran abanico de posibilidades para el usuario final, ya que les permitirá producir e intercambiar su propia energía renovable de cercanía, sin intermediarios. Del mismo modo, los consumidores ya no serán el activo, sino que será el mercado quien utilice sus activos, sus instalaciones de autoconsumo, comportamientos de uso, cargadores, baterías… En definitiva, los usuarios finales ya no pagarán por kWh, sino que serán ellos mismos quienes gestionarán sus activos de una forma completamente autónoma.

Fuente: Periódico EL PAÍS, autor Julio Campo (especialista en comunidades de energía renovable). 

Durante el año, se registraron 3 millones de cambios en el sector eléctrico (10% de los consumidores); y más de 600 mil en el del gas (alrededor del 8%).

Desde Electrygas Energía le resulta interesante analizar este informe, teniendo en cuenta el gran número de comercializadoras operativas que existen en España.

La CNMC ha publicado el Informe anual de supervisión de los cambios de comercializador en los sectores eléctrico y gasista, 2019 (IS/DE/014/19). Recoge: la estructura del mercado eléctrico y gasista; el volumen de los cambios de comercializador y de las altas/bajas de puntos de suministro habidos en el año; analiza la eficiencia y la eficacia de estos procesos. Además, la Comisión ha recordado su nueva versión del comparador de ofertas de gas y electricidad.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha dado a conocer que en 2019: “el mercado eléctrico estaba compuesto por más de 29,5 millones de puntos de suministro”. Según comentábamos en el informe de 2018, eran 29,4 millones.

De ellos, alrededor de 11 millones se encontraban en el mercado regulado (37%); mientras, 18,5 millones (63%) de los consumidores eléctricos (lo que supone 2,5 millones más que cuatro años antes) se encontraban en el mercado libre. Además, el informe indica:

“Los comercializadores pertenecientes a los cinco grupos principales gestionaban el 84% del total de puntos de este mercado. Simétricamente, los comercializadores independientes controlaban el 16% del mercado libre, lo que supone 6 puntos más que hace 4 años”.

Altas y bajas, además de cambios de comercializador, provocaron un crecimiento en los comercializadores independientes. Y tanto por los que respecta a la electricidad, como al gas. Especialmente significativos fueron los datos en los segmentos de las pymes e industrial, que variaron entre el 30%-35%. De ahí se desprende que hay un mayor grado de competencia en estos segmentos en ambos sectores.

GAS NATURAL

El mercado del gas natural contó con cerca de 8 millones de puntos de suministro: alrededor de 1,6 millones en el mercado regulado (20%); 6,4 millones (80%) en el libre (0,5 millones más que cuatro años antes).

Los comercializadores de los cinco grupos principales suministraron al 96% del total de los puntos de este mercado. Mientras, los independientes gestionaron el 4% del mercado libre (0,3% más que cuatro años antes).

CAMBIOS DE COMERCIALIZADOR

La tasa anual de cambios de comercializador (switching) en el sector eléctrico fue del 10,2%, lo que supone 3 millones de cambios. Por segmentos: 9,6% doméstico; 29,3% pymes; y 25% industrial.

Mientras, en el sector gasista fue del 7,8%, equivalente a más de 600 mil consumidores. Por segmentos: 7,7% doméstico; 25,6% pymes; y 20% industrial.

El informe añade que las provincias con mayor actividad comercial en el sector eléctrico fueron Albacete (12,8%) y Granada (12,7%). Por su parte, en el sector gasista, fueron también Albacete (12,5%), y Cuenca (12,4%).

Sobre los tiempos medios de cambio de comercializador (desde que el cliente otorga consentimiento al comercializador hasta que el distribuidor lo activa), continuaron disminuyendo.

En 2019, fueron de 7,8 días de media en el sector eléctrico, y 8 días en el gasista; la reducción anual fue de 0,7 días en electricidad y de 2,3 días en gas. Estos tiempos medios varían entre los distintos comercializadores. Así, 16 comercializadores del sector eléctrico y a 8 del gasista obtuvieron tiempos de cambio iguales o inferiores a 5 días.

En el sector eléctrico, la mayoría de los cambios realizados se produjeron desde un comercializador regulado hacia un comercializador libre, perteneciente al mismo grupo empresarial. Concretamente, un 62,6% de los cambios, frente al 77,2% registrados en 2016.

En el caso del gasista, los cambios que se produjeron entre un comercializador de último recurso y un comercializador libre perteneciente a su mismo grupo. El porcentaje medio fue del 25,1%, mejorando sustancialmente respecto a la situación de cuatro años antes, cuando era del 51,6%.

ALTAS DE PUNTO DE SUMINISTRO

Sobre las nuevas altas, se registraron 430 mil altas en áreas de distribución eléctrica, y cerca de 173 mil en las áreas de distribución gasista. El tiempo medio de activación desde la perspectiva del distribuidor fue de 3,4 y 8,8 días, en los sectores eléctrico y gasista, respectivamente. En 2018, fue de 3,7 y 11,3 días.

Además, en 2019 se observó que, en el sector eléctrico, la mayoría de las nuevas altas tuvieron como destino a comercializadores libres. De ellas, el 68,7% fueron a favor de comercializadores del mismo grupo empresarial que el distribuidor.

Asimismo, en el sector gasista, las altas tuvieron como destino mayoritario el mercado libre. Las que fueron comercializadas por un comercializador libre del mismo grupo empresarial que el distribuidor fueron el 25%.

Artículo original: energynews.es