MERCADO ELÉCTRICO

La CNMC advierte que los contratos no pueden ser rescindidos ni modificados por la comercializadora de forma unilateral

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La CNMC ha observado malas prácticas de las comercializadoras de electricidad que están alterando el mercado y perjudicando a los consumidores. Ante esta situación, considera necesario realizar una serie de advertencias a los consumidores para que puedan evitar los engaños. Estas recomendaciones se encuentran en el Informe de Supervisión del Mercado Minorista de electricidad de 2017. Entre ellas, destacan las siguientes.

Rescisión de los contratos
Ante el escenario de precios elevados registrado en el mercado mayorista durante el año 2018, hay varios comercializadores que están rescindiendo o modificando los contratos con sus clientes sin mantener las condiciones pactadas inicialmente con ellos. Por esta razón, se recuerda que los contratos con consumidores en baja tensión no pueden ser rescindidos por el comercializador unilateralmente, antes de la finalización del plazo del primer año o de la finalización de sus prórrogas, también anuales.

-Variación en los precios de los contratos. El 70% de los contratos existentes contempla un precio fijo para todo el año de duración del contrato, de acuerdo con los datos recogidos en el comparador de ofertas de la CNMC. Aun así, es habitual que los contratos contemplen la posibilidad de modificar estos precios ante variaciones de determinados componentes de la factura.

Cambios en el componente regulado
La mayor parte de los contratos existentes en el mercado libre contemplan cláusulas para trasladar al consumidor cualquier variación en los componentes regulados. En concreto, se trata del Peaje de acceso, Pagos por capacidad, Financiación del Bono Social, Financiación del Fondo de Eficiencia Energética, el coeficiente de pérdidas estándar y el ajustado y la Financiación del Operador del Sistema y del Mercado. Al amparo de estas cláusulas, algunas comercializadoras realizan variaciones que suponen ajustes en la factura de menos de 10 céntimos de euro.

La CNMC recomienda a las comercializadoras que realicen un cálculo más ajustado porque estos cambios dificultan la comparación de ofertas. Además, recuerda que también deben trasladar al consumidor los cambios a la baja o por la eliminación de alguno de estos conceptos.

-Cambios por el componente de la energía. Además, se han detectado cambios en el precio del componente de la energía. Así, algunos comercializadores han modificado el precio fijo por un precio referenciado horariamente al precio del mercado mayorista. Otros han subido entre un 20 y un 30% los precios de su contrato. Otros incluso modifican sus precios en la primera factura frente a lo pactado en la firma del contrato.

La CNMC advierte que si ha contratado un precio fijo para la duración del contrato, las variaciones que haya en el precio del mercado de producción de electricidad (ya sea por la evolución de los precios de los combustibles, del precio del CO2 o de los impuestos sobre la generación) no deben ser trasladados al consumidor a través de una modificación del precio del suministro. El riesgo de estas posibles variaciones debería estar internalizado en el precio de este tipo ofertas. Por tanto, en estos casos, las modificaciones que están realizando los comercializadores antes de la finalización del contrato o su prórroga, no son acordes a lo previsto en dicho contrato.

Si ha contratado un precio con posibilidad de revisión a lo largo de la duración del contrato, en estos casos podrá trasladarse al consumidor las variaciones previstas en dicho contrato siempre que se cumplan las siguientes condiciones: en primer lugar, las cláusulas de revisión deben ser precisas, claras y transparentes. Deben evitarse clausulas ambiguas del estilo “los precios se revisarán de acuerdo con las variaciones del precio de los mercados mayoristas”

En segundo lugar, debe comunicarse al consumidor la variación del precio que resulte de dichas clausulas con suficiente antelación – como mínimo en el periodo de facturación inmediatamente anterior a su aplicación-, ofreciéndole la posibilidad de rescisión del contrato.

Cambio en el contrato de acceso
Por último, algunos comercializadores están modificando el peaje de acceso del consumidor contratando discriminación horaria, sin el consentimiento previo. De hecho, no se da opción al consumidor de oponerse a tal modificación, simplemente se le ofrece rescindir el contrato. Por esta razón, la CNMC recuerda que el comercializador no puede modificar el contrato de acceso del consumidor sin contar con su consentimiento previo, aun cuando esa actuación le supongan unas condiciones más favorables. Asimismo, el comercializador debe dar la opción al consumidor de mantener las condiciones contratadas hasta la finalización del contrato o su prórroga.

Tendencias del mercado minorista
El informe analiza la situación del mercado minorista y pone de manifiesto que se ha incrementado el número de consumidores domésticos con tarifas con precios variables, es decir, precios diferentes para determinadas horas del día o para determinados días de la semana. Esta situación viene favorecida por el despliegue de los nuevos contadores telegestionados que registran medida horaria, y cuyo Plan de Sustitución finalizó el 31 de diciembre de 2018.

También se ha producido un aumento del número de consumidores directos a mercado. Es decir, que prescinden de intermediarios y compran la energía directamente al mercado mayorista.

Expertos europeos debaten en Badajoz la transición hacia la descarbonización de los sistemas energéticos

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Los días 13 y 14 de marzo los componentes del proyecto DeCARB se han reunido en Badajoz para analizar la situación de las regiones implicadas en el mismo, entre las que se encuentra Extremadura. Expertos de Bulgaria, Polonia, Hungría, Rumanía, Alemania, Dinamarca, Grecia Eslovenia y España, representada por AGENEX; han compartido los principales hitos de cada una de las regiones participantes en el camino hacia sistemas energéticos más limpios y basados en energías renovables.

DeCARB es un proyecto que se va a desarrollar hasta junio de 2023, que pretende apoyar la transición de sistemas energéticos basados en combustibles fósiles hacia un modelo centrado en las energías renovables. Para ello, organizaciones locales, regionales y nacionales de 9 países europeos intercambian experiencias y realizan una transferencia de conocimiento para ayudar a establecer las políticas a seguir en cada territorio.

Para ello, DeCARB apoya a las regiones para lograr un desarrollo sostenible basado en energías limpias de cara a cumplir los objetivos marcados para 2030.

La reunión en la que han participado los socios promotores del proyecto, se ha desarrollado los días 13 y 14 de marzo en Badajoz. En la primera jornada, el director de AGENEX, Cosme Segador, ha puesto de manifiesto el papel de la organización como actor clave: “Extremadura es una Comunidad Autónoma clave para producción nacional de energía, y AGENEX es un socio estratégico en el desarrollo de los proyectos que liderarán el cambio hacia las energías verdes”. En este sentido, el papel de AGENEX en el proyecto DeCARB es actuar como modelo de región con un sistema energético basado en renovables, fundamental para ayudar en la transición energética de otros territorios con economías muy ligadas a una producción energética basada en el carbón.

Asimismo, en la primera jornada de trabajo también se realizaron distintos talleres de trabajo en los que se abordaron cuestiones tan relevantes como el impacto de los combustibles fósiles en el cambio climático y el calentamiento global, las herramientas usadas para evaluar la viabilidad de los proyectos de energías renovables emprendidos o los retos energéticos a corto, medio y largo plazo de las regiones participantes en DeCARB.

La sesión también contó con la presentación del proyecto FIRESPOL, para el intercambio de buenas prácticas en el ámbito de la financiación de las energías renovables. Un caso práctico de proyectos que suponen grandes avances y que se han implementado gracias a modelos innovadores de financiación.

Durante la segunda jornada de trabajo, los socios han visitado planta termosolar en La Florida, Badajoz. Gracias al aprovechamiento térmico de la energía solar, la planta genera electricidad almacenable y gestionable de manera limpia y segura. También han asistido a reuniones de coordinación interna para evaluar el desarrollo del proyecto y programar los siguientes estadios del mismo.

DeCARB es un proyecto aprobado en la 3ª convocatoria del programa Interreg Europe y financiado por el Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER).

La diferencia de precios para electricidad y gas para pymes y empresas pueden llegar a los 3.000 euros al año según las ofertas

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Actualmente, los clientes pueden elegir entre cerca de 700 ofertas activas en el mercado de electricidad y gas. Según un reciente estudio de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia  (CNMC), ente las tarifas más baratas y más caras disponibles para los pequeños consumidores de gas y electricidad hubo diferencias de hasta 200 euros/año. Mientras, En el caso de las ofertas para pymes y empresas, las diferencias máximas alcanzaron los 3.000 euros al año.

En este informe, la CNMC analiza la diferencia de precios entre las ofertas de electricidad y gas que pueden contratar los consumidores con los distintos comercializadores que ofrecen el servicio en el mercado. En la actualidad, los consumidores pueden contratar el gas y la electricidad a través de dos sistemas distintos: el sistema de tarifa regulada, que fija el Gobierno, a través del llamado PVPC (electricidad) y de la TUR (gas) y el sistema libre.

Actualmente, el comparador de precios de la CNMC recoge las ofertas existentes en el mercado libre y, en el caso del gas,  también la tarifa regulada, para que puedan ser comparadas fácilmente por los usuarios.

Diferencias de precios en las ofertas del comparador
En 2017, la diferencia entre la oferta más cara y la más barata disponible, según el comparador de precios de la CNMC, supuso un diferencial para un consumidor con derecho a (TUR) de unos 80-180 euros/año. En los consumidores de gas sin derecho a (TUR) el diferencial entre ofertas puede variar entre 600 y 3.000 euros/año.

En electricidad, la contratación de la oferta más cara o la más barata supuso una diferencia para los consumidores eléctricos con derecho a (PVPC) de entre 150/200 euros en la facturación anual. En los consumidores eléctricos sin derecho a PVPC el diferencial osciló entre 1.000 y 3.000 euros/año.

En gas, pasar de ser suministrado con el precio regulado (TUR) a ser suministrado eligiendo la oferta más barata del mercado supuso un ahorro para el consumidor doméstico de entre 31 y 76 euros/año según el consumo anual, entre un 4% y un 22,6 % de su factura anual con precios de diciembre de 2017.

En el caso de la electricidad, al contrario que en 2016, durante 2017 han existido opciones en el mercado libre algo más baratas que el precio regulado (PVPC), equivalentes a un ahorro de 31 euros/año en la facturación, un 6% de la facturación.

Mientras, en diciembre de 2017, había 22 comercializadores en el comparador con ofertas de electricidad “verdes”, frente a las 14 a junio de 2016. En general, no se aprecia que las ofertas verdes sean más caras frente a las que no lo son. De acuerdo con el sistema de Garantías de Origen y etiquetado de la CNMC, este tipo de ofertas atrajo a 1,9 millones de consumidores (1,2 millones en 2016), lo que refleja el mayor éxito en la comercialización de estos productos.

En el contexto de subida de precios del suministro energético registrado en 2018, destaca el incremento registrado en términos medios en las ofertas disponibles en el comparador, especialmente a partir de mayo de este año, coincidiendo con el repunte de los precios de gas y electricidad en los mercados mayoristas.

La CNMC advierte que este escenario de precios elevados en el mercado mayorista registrado en 2018, hay varios comercializadores que han rescindido o modificado sus contratos con sus clientes sin mantener las condiciones pactadas inicialmente con ellos.

Teresa Rasero (AEGE): “Nuestros socios pagaron el año pasado 450 millones de euros más que sus competidores alemanes por el mismo consumo eléctrico”

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Entrevista con
Teresa Rasero
Presidenta de AEGE (Asociación de Empresas de Gran Consumo de Energía)

¿Cuáles han sido las necesidades que tienen las empresas de gran consumo energético que representa AEGE que se plantearon el año pasado al Presidente de la Junta de Extremadura?

En el encuentro con el Presidente de Extremadura se analizaron las propuestas de la industria electro-intensiva para lograr un precio eléctrico competitivo, estable y predecible. Tratamos temas de impacto para el sector industrial, como el precio final de la energía eléctrica y su comparación a nivel europeo e internacional, así como las medidas adoptadas por otros países a favor de la industria electro-intensiva. En la formación de precio final de la electricidad intervienen muchos factores como el comportamiento del mercado mayorista, los costes regulados, la interrumpibilidad y la fiscalidad, entre otros.

Para nuestras industrias el consumo de electricidad llega a suponer el 50% del total de los costes de producción, eso nos hace extremadamente sensibles al coste eléctrico.  Operamos en mercados globales frente a competidores europeos que tiene precios eléctricos mucho más bajos, lo que supone una enorme desventaja y merma nuestra competitividad. Necesitamos una política energética que nos permita contar con un suministro eléctrico armonizado con el de nuestros competidores internacionales.

Las industrias electro-intensivas son empresas clave para la economía nacional por su carácter generador de actividad, de empleo estable y de calidad -las empresas asociadas dan empleo a 186.000 personas-, con fuerte tirón inversor y carácter exportador. El objetivo de AEGE es lograr que el coste del suministro eléctrico esté armonizado con el del resto de países europeos con los que competimos. En el actual panorama nuestras empresas afrontan sobrecostes eléctricos que, por ejemplo, con respecto a Alemania pueden llegar al 30%. La industria básica instalada en Extremadura tiene un elevado componente exportador y observa con preocupación cómo se incrementa el riesgo de su actividad por el coste del suministro eléctrico.

El Grupo Gallardo, el único socio extremeño de AEGE, ha asegurado que la última subasta de interrumpibilidad celebrada daña seriamente su competitividad ¿habría sistemas alternativos?

Los resultados de las últimas subastas de asignación del servicio de interrumpibilidad han supuesto un drástico recorte en la retribución por el servicio, afectando de forma preocupante a la competitividad de la industria electro-intensiva. Estas últimas subastas se han desarrollado bajo nuevas normas y condiciones, lo que ha provocado enorme incertidumbre y volatilidad, con la consecuencia de unos precios muy inferiores, a pesar de la mayor utilización que se hace del servicio. Los resultados suponen una pérdida de retribución de un 40% respecto a la de 2017.  Los ingresos por este servicio mitigan, en parte, el elevado precio eléctrico español, uno de los más caros de Europa. El servicio de interrumpibilidad es un seguro para el sistema eléctrico, activo las 24 horas, los 365 días del año, que los grandes consumidores de electricidad prestan al operador del sistema para garantizar la seguridad de suministro.

¿El creciente peso de las energías renovables frente a las más tradicionales como carbón, petróleo o nuclear hasta qué punto puede afectar en el futuro al sistema de interrumpibilidad?

La industria electro-intensiva está seriamente comprometida con la descarbonización de la economía y la garantía del suministro eléctrico. Su patrón de consumo es vital para aplanar la curva de la demanda eléctrica y reducir la punta de consumo, lo que la convierte en una alidada de las energías renovables. El ratio punta-valle del sistema eléctrico español es de 2, y el de las de las industrias asociadas en AEGE solo de 0,67 debido a su excelente patrón de consumo.

En relación a otros países europeos de nuestro entorno como Francia, Italia o Alemania, ¿en qué situación se encuentran las industrias de gran consumo energético?

La industria española se ve continuamente castigada por el elevado precio eléctrico, con un precio medio de cierre estimado para 2018 de 57 €/MWh -el más alto de los últimos 10 años-, un 35% mayor que el de Alemania. El pasado año, debido al diferencial del precio en el mercado eléctrico, las empresas asociadas en AEGE pagaron 450 millones de euros más que sus competidores alemanes por el mismo consumo eléctrico.

ADIF licita la electrificación de 125 Km de la futura línea de Alta Velocidad de Plasencia-Badajoz por 42,4 millones de euros

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La línea de Alta Velocidad Madrid-Badajoz con la frontera portuguesa se va a convertir también en una de las obras de infraestructura eléctrica más importantes de las ejecutadas hasta la fecha en Extremadura.

Según acaba de publicar el Boletín Oficial del Estado, ADIF ha licitado el primero de los contratos de la electrificación del tramo que va desde Plasencia hasta Badajoz por un importante total de 42,4 millones de euros. El plazo de ejecución será de 18 meses para poder ejecutar las obras del proyecto constructivo de la catenaria ente Plasencia y la conocida como Bifurcación de Peñas Blancas con un total de 125 kilómetros de distancia. Las empresas pueden entregar la documentación para presentarse a la licitación hasta el 20 de marzo.

Además de los trabajos de electrificación de la vía, el contrato también incluirá la electrificación de distintas estaciones y estacionamiento de trenes, así como de puestos de bloqueo y de adelantamiento. También los sistemas de calefacción de las agujas para evitar la congelación en los cambios de vía.

Está previsto, según se indica en el BOE, que los trabajos licitados se realicen en dos subtramos: Ramales de conexión en Plasencia, Estación de Plasencia-Fuentidueñas, Fuentidueñas-Arroyo de la Charca, Arroyo de la Charca-Grimaldo, Grimaldo-Casas de Millán, Casas de Millán-Cañaveral y Cañaveral-Embalse de Alcántara. Y además, los de Embalse de Alcántara-Garrovillas, Garrovillas-Casar de Cáceres, Ramal de Conexión en Cáceres norte, Ramal de Conexión Sur de Cáceres, Cáceres-Aldea del Cano y Aldea del Cano-Mérida.

Mientras, el tramo de la línea entre Monfragüe-Plasencia, tendrá lugar entre el enlace de Plasencia y la estación de Plasencia; en la línea Madrid-Valencia de Alcántara, entre el enlace con el tramo de la LAV y la estación de Cáceres y en la línea Aljucén-Cáceres, en el enlace con la plataforma de alta velocidad del tramo Cáceres-Aldea del Cano y la estación de Cáceres.

Además de la línea propiamente dicha, el BOE ha publicado la licitación de las obras de remodelación e integración sostenible de las estaciones de Badajoz, Mérida, Cáceres y Plasencia por un importe global de 19,8 millones de euros. Los plazos de ejecución no superan los 11 meses en ninguno de las cuatro estaciones.

Pedro Fresco, especialista en el mercado eléctrico: “La combinación de autoconsumo y almacenamiento va a alterar la relación entre la red eléctrica y el consumidor”

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Pedro Fresco

Entrevista con
Pedro Fresco
Autor de “El futuro de la energía en 100 preguntas

Pedro Fresco, especialista en el mercado eléctrico y gasista y experto de la Universidad Internacional de Valencia, ha presentado recientemente su libro “El futuro de la energía en 100 preguntas”.

¿Hacia dónde va a cambiar el mundo energético en los próximos años según tu libro “El futuro de la energía en 100 preguntas“?

En el libro sostengo que hay tres idea clave que van a marcar el futuro de la energía. La primera es que la energía del futuro será renovable, pasando de un modelo de energías con base fósil a un modelo basado en las energías alternativas. La segunda idea es que el futuro es eléctrico, es decir, iremos hacia una sustitución de combustibles por electricidad, electrificando el transporte, la climatización, etc. Y, finalmente, la tercera idea clave es que el futuro de la energía será descentralizado, yendo a un modelo en el que no serán sólo las grandes centrales las que generarán la energía sino que también lo haremos nosotros mismos, convirtiéndonos en prosumidores.

Hasta no hace mucho las empresas eléctricas eran las grandes protagonistas del sector. ¿Ahora también lo son los propios clientes que puede convertirse en sus propios productores?

Efectivamente, esa es una de las claves del futuro. No es que las grandes centrales o los grandes generadores vayan a desaparecer, van a seguir existiendo porque el sistema eléctrico y ciertas actividades los necesitan, pero progresivamente iremos sustituyendo parte de esa generación centralizada por una descentralizada, propia. Y esto es algo que va a suceder en el consumidor doméstico pero también en el sector servicios o las empresas industriales.

¿Hasta qué punto el autoconsumo y la posibilidad del almacenamiento de energía con baterías va a cambiar el mundo energético?

Va a cambiarlo radicalmente. El almacenamiento, a nivel de grandes centrales o de sistema eléctrico, es lo que nos va a permitir prescindir progresivamente de las centrales térmicas e ir hacia un sistema eléctrico 100% renovable. Pero, además, la combinación de autoconsumo y almacenamiento a nivel de consumidor final va a alterar la naturaleza de la relación entre la red eléctrica y el consumidor.

Con sistemas de autoconsumo y almacenamiento económicamente competitivos, la mayoría de consumidores finales van a poder ser casi autosuficientes o, incluso, muchos podrán plantearse desconectarse de la red eléctrica, sobre todo una vez tengamos “baterías móviles” que serán nuestros vehículos eléctricos. La red ofrecerá ventajas, como vender o compartir la energía producida, pero habrá quién no las necesite. Cómo se ajustará todo es aún incierto, pero lo que es seguro es que en un par de décadas será muy distinto.

¿La movilidad eléctrica total, con el fin de los combustibles fósiles en la automoción en algunas décadas, qué necesita para ser viable?

Viable técnicamente ya es a nivel de vehículo particular, transporte de mercancías ligeras o transporte público urbano. En otros ámbitos, como la aviación, el transporte marítimo o el transporte internacional por carretera, todavía no lo es. El campo que me parece más complicado es la aviación, donde probablemente habrá que optar por alternativas como el hidrógeno, que en cualquier caso también sería renovable.

En todo caso, el campo de la movilidad eléctrica está evolucionando muy rápidamente. Cada año los nuevos modelos tienen más autonomía y las baterías son más baratas, y esa tendencia continuará en el futuro. En muy pocos años, los utilitarios eléctricos serán más competitivos que los vehículos de combustión gracias a sus menores costes variables y de mantenimiento. En cuanto eliminemos la frontera psicológica de la autonomía, que superaremos con una infraestructura de recargas rápidas adecuada, la revolución del vehículo eléctrico será imparable.

El coste energético es clave para muchos pequeños negocios (pymes, cooperativas, comercios, hostelería…). ¿Puede bajar sensiblemente en los próximos años el precio de la energía? ¿De qué dependerá más?

Hoy en día las energías renovables más maduras, la eólica y la solar fotovoltaica, son las energías que pueden generar electricidad a precio más bajo, así que su progresiva implantación debería hacer bajar el precio de la electricidad. Sin embargo, estas energías tienen un hándicap, que son intermitentes, y por tanto a partir de cierto grado de implantación será necesario complementarlas con almacenamiento u otras renovables no intermitentes que pueden ser más caras. Como aún no hemos llegado a ese punto no sabemos si en ese momento el precio de esas renovables y de ese almacenamiento encarecerá el recibo. Yo soy optimista y creo que en menos de una década tendremos sistemas de almacenamiento combinados con energías intermitentes que serán más baratos que cualquier alternativa fósil.

Eso es para la electricidad, sin embargo para el resto de energías (gas natural, gasóleo, gasolina, etc.) la tendencia será al encarecimiento. La lucha contra el cambio climático va a obligar a desincentivar su uso, algo que probablemente vendrá mediante su incremento de precio vía impuestos. Ya hay algunas propuestas en ese sentido, que pretenden aumentar la imposición sobre los combustibles y bajarla sobre la electricidad, para facilitar esa electrificación.

En todo caso quiero dejar un mensaje optimista. La posibilidad de autogenerar nuestra propia energía a precios cada vez más baratos nos va a permitir reducir nuestros costes energéticos. Una gestión cada vez más inteligente de la energía, las mejoras en la eficiencia energética y la nueva realidad a la que nos llevará ser prosumidores también operarán en nuestro interés. Si nos movemos con los tiempos, este nuevo paradigma será positivo para las empresas y abrirá muchas oportunidades de negocio que hoy ni siquiera somos capaces de vislumbrar.

El Informe de Renovables de REE destaca el gran protagonismo de Extremadura en fotovoltaica, termosolar e hidráulica

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Las renovables en España representaban el 46 % de la potencia instalada en el conjunto del parque generador a finales de 2017, al situarse en 48.185 MW. Esta cifra es el resultado de una larga senda de crecimiento que se estabiliza a partir de 2013, con apenas una pequeña variación del 0,6 % en los últimos cinco años, según los datos del Informe de Renovables de REE del año 2017.

Por comunidades autónomas, la mayor parte de la potencia renovable instalada en España se ubica en Castilla y León, Galicia, Andalucía, Castilla-La Mancha y Extremadura, que concentran más de la mitad de la potencia renovable nacional. Dentro de estas comunidades, Castilla León y Castilla-La Mancha destacan por su elevada cuota de renovables, más del 70 % de su potencia instalada.

Por comunidades autónomas, Castilla-La Mancha es actualmente la comunidad con más potencia solar fotovoltaica instalada con casi un 20 % del total nacional, seguida muy de cerca por Andalucía y algo más lejos por Extremadura y Castilla y León. Solo estas cuatro comunidades concentran el 61 % de la potencia fotovoltaica instalada en España. Por el lado contrario, destacan las comunidades de la cornisa cantábrica todas ellas por debajo del 1 % respecto al conjunto nacional, según los datos del Informe de Renovables del REE para 2017.

En el caso de la solar térmica tan solo seis comunidades tienen este tipo de instalaciones, siendo Andalucía la comunidad con más potencia instalada seguida por Extremadura, acumulando entre ambas el 80 % de la potencia total instalada de esta tecnología.
Por Comunidades Autónomas, Castilla y León es la región con más potencia eólica instalada, más de un 24 % de toda la potencia nacional, seguida de Castilla-La Mancha, Galicia y Andalucía. Solo estas cuatro comunidades suponen el 70 % de la potencia eólica instalada en España.

Por comunidades autónomas, Castilla y León es la comunidad con más potencia hidráulica instalada con casi un 26 % de toda la potencia nacional, ya que alberga en exclusividad la cuenca del Duero, la segunda más importante de la península Ibérica. Le sigue Galicia con casi el 22 % del total nacional, aglutinando gran parte de la cuenca Norte, que es la más importante por potencia instalada que abarca también Asturias, Cantabria y parte del País Vasco. Extremadura cuenta con el 13% de la potencia hidráulica instalada del país.

En cuanto a la generación de 2017, las renovables condicionadas por la escasa generación hidroeléctrica descienden respecto al año anterior un 16,3 % hasta los 84.505 GWh, la producción más baja desde el año 2009. Asimismo, las renovables reducen su cuota en el conjunto de la generación al 32,1 %, frente al 38,4 % del año anterior. En el sistema eléctrico peninsular, que representa casi el 95 % de la generación nacional, la cuota de renovables se situó en 2017 en el 33,7 %.

Este descenso de generación renovable en 2017 se ha visto compensada por una mayor producción de origen térmico con centrales de carbón y ciclos combinados, lo que ha tenido como consecuencia un incremento de las emisiones de CO 2 del 17,9 % respecto al año anterior.

La eólica sigue siendo la tecnología renovable más relevante en el mix de generación nacional, suponiendo un 18,2 % de la producción total, lo que la sitúa en segundo lugar tras la nuclear. Respecto al resto de fuentes de origen renovable, esta tecnología supone por sí sola casi el 57 % de toda la producción renovable.

En comparación con el resto de países europeos, España se ha situado en 2017 en sexta posición en volumen de generación renovable. En cuanto a la cuota de renovables respecto a la generación total, España se mantiene por encima de la media de un grupo de países europeos de los que se dispone datos de una serie de varios años, en los que también se observa una evolución positiva motivada por los objetivos establecidos por la Unión Europea en materia de renovables y emisiones.