1. No category

Energía
1
El Gobierno prepara
una normativa para amortizar
la deuda eléctrica | P14
Las renovables piden a Europa
un objetivo vinculante
de energía verde | P20
elEconomista
Energía
OPINIÓN:
Michael Wilkins
S&P P12
Juan D. Díaz
AEE P18
Revista mensual
28 de enero de 2016 | Nº 39
J.M. Villarig
APPA P24
José Donoso
Economista P26
Marina Serrano
Pérez-Llorca P28
LAS PETROLERAS CANCELAN
PROYECTOS POR 350.000 MILLONES
En 2015 se aplazaron 68 proyectos de exploración y
distribución por la caída en picado del precio del petróleo
|
P6
D. Crescente
Mas Consulting P36
Manuel Doblaré
Abengoa P42
Energía
SUMARIO
2
24. Opinión
José Miguel Villarig,
presidente de Appa
Actualidad
Las petroleras cancelan
proyectos por 350.000 millones
Electricidad
El Gobierno prepara un RD para
amortizar la deuda eléctrica
Explica cómo se ha desarrollado la subasta eólica
La caída en picado del precio del barril de crudo ha provocado
La deuda contraída con el sistema eléctrico supera,
celebrada el pasado 14 de enero
que en 2015 se aplazaran un total de 68 proyectos de ‘upstream’
actualmente, los 25.000 millones de euros
30. Carburantes
Los aditivos de los carburantes, ¿mito o realidad?
Sólo la británica BP es capaz de certificar
las ventajas de los aditivos de sus carburantes
38. Gas
El ‘hub’ del gas ya publica
precios diarios
06
14
20
44
El sector opina que aún queda mucho camino
para que haya precios de referencia
48. Eventos
El exceso de regulación
frena al sector químico
El sector pide un Pacto de Estado para rebajar
la tarifa eléctrica y hacer competitivas a las empresas
Edita: Editorial Ecoprensa S.A. Presidente de Ecoprensa: Alfonso de Salas
Vicepresidente: Gregorio Peña Director Gerente: Julio Gutiérrez Director
Comercial: Juan Pagán Relaciones Institucionales: Pilar Rodríguez Subdirector
RRII: Juan Carlos Serrano Jefe de Publicidad: Sergio de María
Director de elEconomista: Amador G. Ayora
Coordinadora de Revistas Digitales: Virginia Gonzalvo
Director de ‘elEconomista Energía’: Rubén Esteller Diseño: Pedro Vicente y Alba
Cárdenas Fotografía: Pepo García Infografía: Nerea Bilbao Redacción: Concha
Raso
Renovables
Las renovables piden a Europa
un objetivo vinculante
El objetivo del 27 por ciento sólo es vinculante a nivel global,
no a nivel nacional, lo que el sector califica de “paso atrás”
Entrevista
Rafael Martell,
presidente de Aeolican
“La desalación eólica en Canarias corre serio peligro. El Real
Decreto de Autoconsumo la hace inviable”
Energía
EDITORIAL
3
EL ILUMINADO
@eEEnergia
El petróleo puede acabar dando
un disgusto cuando llegue el rebote
E
l precio del petróleo se encuentra en uno de los momentos
más bajos de los últimos diez años, lo que ha provocado un
fuerte recorte de inversión en las petroleras que están
revisando sus estrategias para mantener su calificación
crediticia y la retribución a sus accionistas en un momento en
el que sus títulos acumulan importantes bajadas.
La consultora Wood Mackenzie asegura que cerca de 380.000 millones
de dólares en grandes proyectos han sido cancelados o aplazados en todo
el mundo el pasado año. En total, 68 proyectos de upstream -más de la
mitad corresponden a proyectos en aguas profundas- que las compañías
no llevarán a cabo con el único propósito de reducir costes y proteger sus
dividendos, con reservas que suman 27.000 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente y que, por el momento, no serán desarrolladas
comercialmente.
Este fuerte recorte acabará notándose en la producción existente en el
mercado y puede acabar provocando un fuerte rebote si la demanda se
recupera de forma rápida. De hecho algunos analistas, como los de Citi, ya
esperan que a finales de este año el precio del crudo vuelve a los 60
dólares y otros como Standard Chartered creen que bajará hasta los 10
dólares. La Opep, principalmente Arabia Saudí, se está dedicando a
inundar el mundo de petróleo barato con la intención de reforzar la cuota de
mercado del país, pero este posicionamiento tiene un coste considerable
en las finanzas del país que ha tenido que anunciar ya la posible salida a
bolsa de la petrolera estatal, Saudi Aramco. Esta decisión, no obstante, ha
sido rápidamente matizada y ya se asegura que la compañía que cotizará
no incluirá en principio las reservas del petróleo, lo que hace prever que la
operación se centre más en el negocio del refino. Arabia Saudí además
quiere diversificar sus ingresos -al igual que han hecho los Emiratos- para
poder garantizar su presupuesto.
Los países más afectados por la cancelación o retraso de estos
proyectos son Angola, Canadá,
Estados Unidos, Kazajistán, Nigeria
y Noruega, lugares donde se
concentra el 90 por ciento de los
proyectos aplazados. La lista de
proyectos incluye complejos como el
yacimiento Catsberg de Statoil en el
ártico noruego, el campo de gas
Golfinho en Mozambique, la fase
dos del proyecto Mad Dog de BP, en
el Golfo de México y la segunda
fase del yacimiento Kashagan.
Si la demanda de
petróleo se recupera
rápidamente con
la fuerte caída de
inversión en
proyectos de
exploración se puede
asistir a un fuerte
repunte de los
precios del petróleo
José Bogas
CONSEJERO DELEGADO
DE ENDESA
José Bogas encara una nueva
etapa en Endesa. La compañía
estrena nueva marca y
reposicionamiento dentro del
grupo para ganar competitividad.
EL APAGÓN
M. A. Martínez-Aroca
PRESIDENTE DE ANPIER
La Asociación ha visto cómo un
primer tribunal de arbitraje
rechaza uno de sus principales
argumentos: la posibilidad de
cambiar la retribución a la FV.
03
04
09
09
10
Energía
AGENDA
4
Evento: Curso. Energías Renovables y
Cogeneración.
Organiza: Club Español de la Energía.
Lugar: Campus de Formación. Madrid.
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: Autoconsumo. Tecnologías y Proyectos.
Organiza: Energética XXI.
Lugar: Casa de América. Madrid.
Contacto: http://www.energetica21.com
Evento: Curso. El derecho en el sector de los
Hidrocarburos.
Organiza: Club Español de la Energía.
Lugar: Paseo de la Castellana, 257. Madrid.
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: MiaGreen Expo & Conference 2016.
Organiza: Show Winners Corporation.
Lugar: Miami. Estados Unidos.
Contacto: http://www.miagreen.com
Evento: Nape Expo 2016 Houston.
Organiza: NAPE.
Lugar: Houston. Estados Unidos.
Contacto: http://www.napeexpo.com
16
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24
24
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Evento: E-World Energy & Water.
Organiza: Messe Essen.
Lugar: Essen. Alemania.
Contacto: http://www.e-world-essen.com
Evento: Expo Energía Perú 2016.
Organiza: Doble T Eventos.
Lugar: Lima. Perú.
Contacto: http://expoenergiaperu.com
Evento: Curso. Gas Natural.
Organiza: Club Español de la Energía.
Lugar: Campus de Formación. Madrid.
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: Mexico Windpower.
Organizan: Asociación Mexicana de Energía
Eólica (amdee).
Lugar: Centro Banamex. México.
Contacto: http://www.mexicowindpower.com.mx
Evento: Energiesparmesse 2016 Wels.
Organiza: Messe Wels.
Lugar: Wels. Austria.
Contacto: http://www.energiesparmesse.at
6
LAS PETROLERAS
CANCELAN PROYECTOS
POR 350.000 MILLONES
La caída en picado del precio del barril de petróleo ha provocado que en el año 2015 se aplazaran
un total de 68 proyectos de ‘upstream’ por valor de 380.000 millones de dólares (350.000 millones
de euros) y se espera que el número de proyectos cancelados aumente en los próximos seis meses
CONCHA RASO / LAURA DE LA QUINTANA
Energía
ACTUALIDAD
A
unque la última semana de enero comenzó con el precio del
petróleo europeo por encima de los 30 dólares -llegando a
superar los 31 dólares al cierre de esta edición-, lo cierto es
que tan solo unos días antes, su cotización llegó a
desplomarse hasta caer por debajo de los 28 dólares el barril 27,68 dólares-, unos mínimos que se no se veían desde el año 2003.
La misma suerte corría el crudo WTI -de referencia en Estados Unidos-,
que también conseguía superar la barrera de los 30 dólares una semana
antes de que acabara el mes, aunque su cotización llegó a estar por debajo
de los 27 dólares el barril -26,55 dólares-, llegando a acumular una caída del
ISTOCK
7
ACTUALIDAD
Energía
25 por ciento desde que comenzara el año.
Ante este panorama, la preocupación continúa en los mercados y la
incertidumbre sigue escalando puestos. La Agencia Internacional de la
Energía (AIE) cree que los precios podrían seguir cayendo debido al exceso
de oferta. El organismo ha recortado sus previsiones de demanda de crudo
para 2016 y, al mismo tiempo, ha elevado las previsiones de suministro
desde los países ajenos a la Opep.
Según sus cálculos, la vuelta de Irán al mercado tras el fin de las
sanciones, podría añadir 300.000 barriles al día en los tres primeros meses
de 2016 y 600.000 en la primera mitad del año, unas cifras que se sitúan por
debajo de las previsiones oficiales del país, que son de un millón de barriles
al día en el plazo de un año.
Con el objetivo de aumentar su producción de petróleo y recuperar cuota
de mercado, el Gobierno iraní ha confirmado su intención de comprar o
instalar varias refinerías fuera del país. Una de ellas podría recalar en
España, ya que los gobiernos de ambos países se encuentran negociando la
construcción de una nueva planta cuya ubicación está aún por determinar Algeciras o Huelva-.
Arabia Saudí, por el contrario, cree que los precios del crudo han tocado
suelo y que comenzarán a subir, previsiblemente, en los próximos meses; un
pronóstico en línea con el último informe sobre Energía elaborado por la
Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA), que
prevé que el precio del crudo brent se situará en torno a los 40 dólares por
barril en 2016 y aumentará hasta los 50 dólares en 2017. Respecto al
petróleo Texas, el informe de la EIA estima que su cotización se situará unos
dos dólares por debajo del brent durante 2016 y unos tres dólares por debajo
en 2017.
400.000 millones menos en inversión
El efecto que la caída de los precios del petróleo está teniendo en las
compañías petroleras en todo el mundo está siendo devastador; tanto es así,
que las empresas productoras y de servicios llevan meses reduciendo sus
plantillas, retrasando proyectos, vendiendo activos y cerrando pozos.
La británica BP ha anunciado recientemente que reducirá en unos 4.000
empleados su plantilla global en tareas de exploración y producción para
finales de 2017. Por su parte, la petrolera mexicana Pemex también ha
confirmado que despedirá a 13.000 de sus trabajadores debido a un recorte
en su presupuesto.
Las compañías han
cancelado proyectos
por valor de 380.000
millones de dólares
en 2015
Según un informe de la consultora Wood Mackenzie, cerca de 380.000
millones de dólares en grandes proyectos han sido cancelados o aplazados
en todo el mundo el pasado año. En total, 68 proyectos de upstream -más de
la mitad corresponden a proyectos en aguas profundas- que las compañías
no llevarán a cabo con el único propósito de reducir costes y proteger sus
dividendos, con reservas que suman 27.000 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente y que, por el momento, no serán desarrolladas
comercialmente. Una situación que provocará un retraso en la producción de
2,9 millones de barriles al día, que no estará activa hasta la próxima década.
8
El informe señala que la mayoría de estos proyectos no se volverán a
retomar, como mínimo, hasta el año que viene -con una primera puesta en
producción entre los años 2020 y 2023-, siempre y cuando bajen los costes o
los precios del crudo se recuperen, ya que para que estos proyectos sean
rentables, el precio del petróleo tendría que subir hasta los 62 dólares por
barril.
Los países más afectados por la cancelación o retraso de estos proyectos
son Angola, Canadá, Estados Unidos, Kazajistán, Nigeria y Noruega, lugares
donde se concentra el 90 por ciento de los proyectos aplazados. La lista de
proyectos incluye complejos como el yacimiento Catsberg de Statoil en el
ártico noruego, el campo de gas Golfinho en Mozambique, la fase dos del
proyecto Mad Dog de BP en el Golfo de México y la segunda fase del
yacimiento Kashagan en Kazajistán, explotado por un consorcio
internacional.
A tenor del panorama actual y los altos costes necesarios para su
ejecución, la consultora vaticina en su informe que el aplazamiento de más
proyectos en los próximos seis meses continuará, y que tan sólo un pequeño
número de proyectos obtendrá el visto bueno para su desarrollo.
Energía
ACTUALIDAD
Las estimaciones
de ganancias para
las compañías
petroleras se han
reducido en un 60%
Asimismo, la caída del precio del crudo ha reducido las estimaciones de
ganancias para las compañías vinculadas con el petróleo en un 60 por ciento
con respecto al cálculo que realizaban los analistas hace un año. El
consenso de mercado recogido por FactSet prevé un beneficio neto conjunto
para este año de 70.190 millones de euros, frente a los 178.000 millones
esperados en enero de 2015.
De cara a 2017, las ganancias que estimaban los expertos a comienzos de
2015 se contraerán un 42 por ciento, hasta los 117.130 millones de euros;
casi la mitad de los más de 200.000 millones que, teóricamente, estaban
proyectados para el próximo año. El año 2018 también se resentirá. Las
estimaciones caen un 20 por ciento con respecto a hace un año, hasta un
beneficio neto esperado para el conjunto de las petroleras de 144.877
millones de euros.
La caída del beneficio de las petroleras a nivel mundial, ha provocado la
pérdida de una cuarta parte de su valor en bolsa -unos 500.000 millones de
euros-. En lo que afecta al mercado español, empresas como Repsol han
caído hasta el puesto 23 en el ranking de las mayores firmas de su sector,
encabezado por Exxon Mobil, PetroChina y Chevron.
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10
Energía
NACIONAL
Borges recibe
el certificado Aenor
de medioambiente
Himoinsa sube
su facturación
un 15% en 2015
Iberdrola, entre
las más sostenibles
del mundo
AEQT y AIQBE
refuerzan vínculos
en Tarragona
Mirubee ‘entrena’
electrodomésticos
para ahorrar en luz
Aenor ha entregado el
certificado de la Huella de
Carbono a Borges
International Group. El
documento acredita la
veracidad del cálculo que la
empresa ha realizado de la
huella de carbono en todas
las fases del proceso
productivo de las nueces y
pistachos Pizarro. El
estudio de Borges sirve
para determinar el impacto
ambiental de dicho proceso
en las emisiones de gases
de efecto invernadero (GEI)
y para establecer medidas
de actuación.
Himoinsa ha cerrado 2015
de forma muy positiva. Por
un lado, ha incrementado su
facturación un 15 por ciento,
gracias a las cifras
alcanzadas principalmente
en Europa, donde ha
vendido el 37 por ciento del
total. Por otra parte, el
número de empleados ha
aumentado hasta los 991
trabajadores en todo el
mundo. La compañía
trabaja en el diseño de
nuevos grupos electrógenos
y torres de iluminación que
se presentarán en el
mercado a lo largo de 2016.
Iberdrola ha sido
seleccionada como una de
las 100 compañías más
sostenibles del mundo,
según el índice Global 100
Most Sustainable
Corporations in the World.
Iberdrola se convierte en la
única eléctrica española
que forma parte de esta
clasificación, en la que se
han valorado aspectos
como la transparencia a la
hora de comunicar las
prácticas de sostenibilidad,
los resultados económicos
y la solidez del balance y la
apuesta por la innovación.
La Asociación Empresarial
Química de Tarragona
(AEQT) y la Asociación de
Industrias Químicas,
Básicas y Energéticas de
Huelva (AIQBE) han
compartido dos jornadas de
trabajo, en las que la
sectorial química andaluza
ha podido conocer de
primera mano la
organización interna de la
entidad y cómo se
estructura el trabajo común
del sector en el Camp de
Tarragona. Posteriormente,
visitaron el edificio de la
Autoridad Portuaria.
Mirubee ha lanzado “el
entrenador manual de
electrodomésticos”, una
nueva aplicación para
controlar en tiempo real el
consumo eléctrico del hogar
y ahorrar en la factura de la
luz. Gracias a la nueva app,
el usuario puede entrenar
manualmente pequeños
aparatos conectados a la
red eléctrica de la vivienda
y comprobar, mediante una
serie de gráficas, cuánta
energía consumen y cuál
es el gasto que representa
en el total de energía
consumida en una vivienda.
11
Energía
INTERNACIONAL
Sistema por voz de
ABB para hogares
inteligentes
FRV opera
la primera planta
solar de Uruguay
Gamesa vende
un parque eólico de
24 MW en Polonia
Aedive, única
representante en
España de Avere
Inversores SMA
para baterías de
alto voltaje
ABB ha presentado
recientemente en Utrecht
(Holanda) free@home, el
sistema de automatización
más avanzado del mercado
para hogares inteligentes
activado por voz, que
permite a los consumidores
controlar más de 60
funciones diferentes del
hogar: la iluminación, la
calefacción, el control de
persianas, la comunicación
con las puertas, etc.,
garantizando un mayor
confort, seguridad y
eficiencia energética en el
hogar inteligente.
Fotowatio Renewable
Ventures (FRV), ha
completado la construcción
de La Jacinta, la primera
planta solar a gran escala
de Uruguay y uno de los
proyectos FV más grandes
de Latinoamérica. Ubicada
en Salto, al norte del país,
comenzó a suministrar
energía a la red en julio de
2015, tiene una potencia
instalada de 64 megavatios,
abastece las necesidades
eléctricas de unos 35.000
hogares y reducirá unas
74.000 toneladas de
emisiones de CO2 al año.
Gamesa ha vendido a
Windflower, filial del grupo
israelí Sunflower, el parque
eólico Suchán, de 24
megavatios de potencia y
construido bajo la
modalidad llave en mano.
Desarrollado y promovido
por Gamesa, esta
instalación se encuentra
ubicada en la provincia
polaca de Pomerania
Occidental, al noroeste del
país, y está equipado con
12 máquinas G97-2.0 MW.
El parque entró en
operación en el último
trimestre de 2015.
La Asociación Empresarial
para el Desarrollo e Impulso
del Vehículo Eléctrico
(Aedive), ha formalizado en
enero su papel como única
entidad representante para
el mercado español de la
Asociación Europea del
Vehículo Eléctrico (Avere).
Esta decisión se ha basado
en la trayectoria de
crecimiento y
representatividad ante las
administraciones, la
industria y el propio
mercado que Aedive ha
tenido en su joven
trayectoria.
SMA va a lanzar al
mercado sus inversores
compatibles con baterías de
alto voltaje para hogares.
Con el nuevo Sunny Boy
Storage, SMA será el único
proveedor que cuente en su
portfolio de soluciones con
un sistema conectado a la
CA para baterías de alto
voltaje. De esta forma, el
nuevo inversor permitirá
conectar soluciones de
almacenamiento de forma
económica, sencilla y
flexible, tanto en plantas
fotovoltaicas nuevas como
en plantas existentes.
Energía
OPINIÓN
12
Financiar infraestructuras
en la Unión Europea
Michael Wilkins
Managing director de Ratings
de Financiación de Infraestructuras
de Standard and Poor’s
Según un estudio
reciente elaborado por
Standard & Poor´s,
los dos obstáculos
principales para lograr
financiación pública
para proyectos de
infraestructuras son
la accesibilidad a
la financiación y
la austeridad
E
n la UE, las cargas de la deuda y las
restricciones presupuestarias están llevando a
los gobiernos a alejarse de la financiación de
infraestructuras. De hecho, mientras crecía el
nivel general de deuda pública, la inversión en
infraestructuras de transporte se ha reducido en 16 países de
la zona euro en los últimos años. S&P ha realizado un estudio
tras entrevistar a los principales responsables políticos y
expertos del sector y estos apuntan a que los dos principales
obstáculos para lograr financiación pública para proyectos de
infraestructuras son la accesibilidad a la financiación y la
austeridad.
También afirmaron que el aumento de la cooperación entre
los sectores público y privado -a través de un uso más
eficiente de colaboraciones público privadas-, por ejemplo,
podría ser de gran utilidad para salvar la brecha de
financiación, que se estima en 20 billones de dólares durante
los próximos 15 años para el G-20 en su conjunto.
Pero, a pesar de la gran necesidad de mantener y construir
nuevas infraestructuras, el número de operaciones para
satisfacer esta demanda no ha aumentado desde la crisis
financiera en 2009.
Tal vez no es de extrañar que los países más endeudados
de la eurozona y los que cargan con altos niveles de crédito al
sector privado como porcentaje del PIB, sean los que menos
proyectos de infraestructuras financian. Ciertamente, la
accesibilidad y la austeridad son las dos caras de la misma
moneda, y los países con presupuesto disponible encontrarán
asequible la financiación de infraestructuras.
En respuesta a nuestra encuesta, uno de los entrevistados
dijo: “La pregunta más importante hoy es si las infraestructuras
son asumibles para los países de la UE con severas
limitaciones presupuestarias y altos niveles de deuda”. Pero,
mientras que todos los entrevistados, excepto uno, pusieron la
accesibilidad al crédito como el primer o el segundo obstáculo
más importante, también se apresuraron a mencionar el papel
de los impedimentos políticos. Uno de los entrevistados
señaló que la desconfianza política varía de país a país, así
como del historial de participación del sector privado.
Entre otros factores políticos que lastran el desarrollo de
infraestructuras, los expertos citaron también restricciones
reglamentarias y falta de planificación estratégica. Un
entrevistado dijo: “La clave es conseguir que los proyectos
bien estructurados se materialicen”. La cuestión puede ser si
13
los gobiernos tienen la capacidad técnica para establecer
prioridades según la relación calidad-precio en el largo plazo,
a través de un análisis de coste-beneficio de transferencia de
riesgo, por ejemplo.
Ciertamente, entender la regulación política y la
planificación a largo plazo es esencial para atraer la inversión
y desarrollar proyectos conjuntos entre el sector público y el
privado. Nuestros entrevistados coincidieron en que un
elemento que lo facilitaría serían las colaboraciones públicoprivadas (CPPs) - una vía para combinar las necesidades de
infraestructuras del sector público y su financiación con
inversores privados interesados por activos a largo plazo con
rendimientos estables.
Las colaboraciones público-privadas no son nuevas en
Europa, y muchos proyectos ya se han realizado a través de
este tipo de asociaciones. Sin embargo, el mercado sigue
siendo relativamente pequeño, fragmentado y con enfoques
nacionales. Creemos que un marco PPP más desarrollado y
mejores prácticas para Europa podrían ayudar a reactivar el
mercado mediante el aumento de los conocimientos técnicos
y de la capacidad de las organizaciones públicas para evaluar
y gestionar las necesidades de infraestructuras, y negociar
adecuadamente con el sector privado.
El esquema de colaboraciones público-privadas del futuro
tendría que ser flexible y adaptable. Además, estas
colaboraciones podrían contribuir a minimizar el riesgo político
y de proyecto en trabajos de infraestructuras logrando atraer
una inversión privada que, probablemente, aportaría disciplina
al proyecto para asegurar que, además del valor público,
Energía
OPINIÓN
tenga un retorno económico.
Sin embargo, hay otras herramientas junto con las
colaboraciones público-privadas que pueden ser utilizadas
para desbloquear algunas inversiones. Una de ellas es la idea
“reciclaje de capital”, ya descrita por el grupo de trabajo en
infraestructuras e inversión B20. A través de la venta de
activos de zonas industriales de infraestructuras abandonadas
que requieran cambios de propiedad, se puede lograr
financiación pública para poner en marcha de nuevo
proyectos de terreno no urbanizado. Esto puede implicar el
uso de las concesiones, la subasta de licencias, y la
privatización de activos.
Otra forma de desbloquear esa financiación podría ser a
través de impuestos dedicados específicamente a la
financiación de infraestructuras que beneficien a la población,
un método utilizado por la británica Transportes de Londres
para la financiación del Crossrail. Más del 60 por ciento de la
financiación del Crossrail proviene de los londinenses y de los
negocios de Londres a través de un impuesto adicional en los
comercios, por ejemplo.
Ciertamente, la colaboración entre el sector público y
privado en la UE para construir infraestructuras no siempre es
fácil. Nuestro estudio muestra que muchos gobiernos creen
que dedicar capital político y presupuestos estatales
insignificantes a infraestructuras es una distracción de las
tareas más urgentes, sobre todo en tiempos difíciles. Pero los
tiempos no van a cambiar radicalmente en el corto plazo,
mientras que las necesidades de infraestructuras siguen
aumentando.
Michael Wilkins
Managing director de Ratings
de Financiación de Infraestructuras
de Standard and Poor’s
Una de las vías a tener
en cuenta para
el desarrollo de nuevas
infraestructuras es
la colaboración
público-privada, que
combina la necesidad
de infraestructuras del
sector público y su
financiación con
inversores privados
14
ELECTRICIDAD
Energía
EL GOBIERNO PREPARA UNA NORMATIVA
PARA AMORTIZAR LA DEUDA ELÉCTRICA
La deuda contraída con el sistema eléctrico supera los
25.000 millones de euros. El Gobierno tiene pendiente dar
luz verde a una nueva normativa -actualmente en fase de
preparación-, que reduzca esta deuda
CONCHA RASO
H
ace 15 años el sector eléctrico comenzó a vivir un calvario que,
con el paso de los años, ha salpicado prácticamente a todos;
no solo a las empresas, sino también al consumidor, que está
pagando -y nunca mejor dicho- sus nefastas consecuencias.
Hablamos del déficit de tarifa -la diferencia entre los costes
reconocidos a las empresas del sector eléctrico y los ingresos regulados-, que
aparecía por primera vez en el año 2000 por valor de 250 millones de euros y
que fue creciendo desmesuradamente hasta superar, en el año 2013, los
40.000 millones de euros acumulados, de los que cerca de 20.000 millones,
es decir, el 45 por ciento del total, se generó antes de julio de 2009.
El aumento del déficit ha provocado una importante deuda que los
consumidores actuales están pagando con cargo en el recibo de la luz y que,
a 31 de diciembre de 2015, tenía un saldo vivo de 25.057 millones de euros
-el 2,5 por ciento del PIB-. De la cifra total, 19.833 millones de euros
corresponden al Fade -Fondo de Amortización del Déficit Eléctrico-, un
mecanismo creado por el Estado en el año 2011; 2.112 millones de euros
corresponden a los déficits de 2005, 2006 y 2007; y los 2.112 millones de
euros restantes corresponden al déficit de 2013.
A día de hoy, el pago anual de la deuda eléctrica -que comenzó a pagarse
en 2002 y que deberá estar saldada el 31 de diciembre de 2028- está en el
entorno de los 3.000 millones de euros, de los que cerca de 2.000 millones se
destinan a amortización y, poco más de 1.000 millones de euros, representan
los intereses. (Ver cuadro adjunto).
El año 2014 es el primero desde el año 2000 en el que no ha habido déficit
N. MARTÍN
15
tarifario; de hecho, se ha producido un exceso de 550,3 millones de euros,
con lo cual el déficit no ha aumentado.
El problema, ha explicado a elEconomista Energía Jorge Morales de
Labra, especialista en el sector energético y miembro de la Plataforma por un
Nuevo Modelo Energético, “es que aún no tenemos establecida la
metodología para destinar dónde va a ir este dinero. La realidad es que hay
algo más de 550 millones de euros en la caja que no están generando
intereses y, sin embargo, se están pagando intereses por las emisiones de
deuda que ha hecho el Fade”.
Aunque no se sabe cuándo podría ver la luz, lo cierto es que el Gobierno
se encuentra preparando una nueva normativa para reducir parte de la
deuda eléctrica contraída. Lo normal, apunta Morales, “sería reducir la parte
de la deuda que tenga un mayor tipo de interés siempre que no haya
penalización por amortización anticipada. Lo que no tiene sentido es que ese
dinero esté bloqueado en una cuenta de la CNMC y no se estén reduciendo
intereses de cobro”.
Según Morales, “esta situación se tenía que haber previsto desde el
momento en que se estimó que iba a haber superávit de tarifa en 2014, algo
que se podía haber hecho durante 2015. Si a esto le añadimos la situación
de inestabilidad que supone el que aún no tengamos un Gobierno, estoy
seguro de que el dinero va a estar dormido más de un año mientras
seguimos pagando intereses”. Las previsiones para 2015 apuntan que se
producirá un exceso de recaudación -de unos 364 millones de euros-, que
evitarán que el déficit aumente.
Energía
ELECTRICIDAD
Postes eléctricos.
P. CASTILLO
■ La agencia de calificación
crediticia Fitch considera que la
reciente Orden Ministerial sobre los
peajes de acceso para 2016 es
“neutral” para los ingresos de las
eléctricas.
La agencia cree que esta normativa
mantendrá la suficiencia económica
dentro del sistema eléctrico y
contribuirá a mantener los superávit
de tarifa. Esta circunstancia se
producirá a pesar de que la orden
sobre peajes incluye una rebaja del
2,8 por ciento en la parte regulada
del recibo de la luz para el ejercicio
2016.
Respecto a los costes unitarios que
deben afrontar los consumidores
para sufragar la actividad de
distribución -recogidos en otra
orden ministerial- , Fitch considera
que el efecto será “marginal” para
¿Cuánto paga el consumidor en el recibo de la luz?
El único dato que tenemos claro es que la financiación de la deuda eléctrica
supone entre el 7 y el 8 por ciento del coste total del sistema. Sin embargo, no
podemos saber a cuánto asciende el importe que paga el consumidor, porque
no hay una imputación por categoría tarifaria de los costes eléctricos, ya que
el recibo viene desglosado en la parte que se paga por la energía, pero sobre
la parte que tiene que ver con la tarifa de acceso no se sabe qué cantidad se
está destinando a cada concepto.
Según afirma Jorge Morales, “los consumidores domésticos pagan muchos
más peajes que los consumidores industriales y, por tanto, los primeros tienen
en su factura un peso muy superior de déficit de tarifa que la que tienen los
consumidores industriales. Y este es un tema muy grave cuando lo pones en
relación, sobre todo si tenemos en cuenta que, como ya se ha apuntado, el 45
Neutralidad para
las eléctricas
los ingresos de las principales
por ciento del déficit de tarifa se generó antes de julio de 2009 por la elevada
subida de los precios del pool, no por las desviaciones en los peajes”.
Lo primero que habría que hacer, explica Morales, “es una auditoría de
costes para comprobar si realmente se deben los 25.000 millones que
tenemos de deuda. La forma correcta de imputar el déficit de tarifa sería ver
quién lo ha generado, pero eso es imposible; aunque imputárselo al
consumidor doméstico a través de los peajes, que es lo que se está haciendo
ahora, es una auténtica chapuza”.
“Así que, ya puestos a hacer chapuzas -añade el representante de la
Plataforma-, lo mejor sería sacarlo a los Presupuestos Generales del Estado,
porque la responsabilidad de esta hipoteca es del Gobierno y esto sería,
desde mi punto de vista, más equitativo, porque la deuda se repartiría en
distribuidoras -Endesa, Iberdrola,
Gas Natural Fenosa, EDP y Viesgo-.
Para los próximos años, Fitch
espera que el sistema eléctrico
genere superávit de tarifa a partir de
2015 y que en 2019 el importe de la
deuda eléctrica pendiente de
amortización sea equivalente al 100
por ciento de los ingresos
regulados del sistema, frente a los
porcentajes del 150 por ciento de
2014.
16
ELECTRICIDAD
Energía
función de la renta. Sin embargo, tal y como están las cosas, me temo que en
2016 no vamos a ver una solución a este problema”.
Modalidades de pago
A lo largo de estos años, los diferentes Gobiernos han aprobado varias
normativas con medidas para contener el déficit, pero con escaso resultado.
Las compañías eléctricas integradas en Unesa estaban obligadas a financiar
transitoriamente el déficit de la tarifa eléctrica, aunque obviamente con un
reconocimiento explícito a su derecho a recuperarlo.
El problema es que el déficit tarifario, que se encuentra incluido en el
balance de estas empresas, impactaba directamente en el incremento de su
endeudamiento, por lo cual perjudicaba su posición en los mercados y, por lo
tanto, su capacidad para financiar las inversiones asociadas a las actividades
eléctricas; por todo ello, las compañías exigieron que se sacara de sus
balances.
En este sentido, ¿cómo se ha ido financiando el déficit?. Fuentes del
sector consultadas han comentado a elEconomista Energía que la primera
modalidad de pago comenzó con la aprobación del RD 1634/2006, que
establecía su financiación con los ingresos obtenidos mediante la celebración
de subastas ex ante -gestionadas por la antigua Comisión Nacional de la
Energía (CNE)-, en las que los agentes jurídicos previamente inscritos en el
registro de la subasta adquirían el derecho de cobro de una parte de las
cantidades recaudadas con la tarifa integral y los peajes en un período
máximo de 15 años. En 2005 se subastaron unos 4.000 M€ y en 2006 unos
3.000 millones. El problema fue que en 2007 comenzó la crisis financiera y la
subasta quedó prácticamente desierta, entrando una cantidad muy pequeña.
La segunda modalidad, según las mismas fuentes, se produce con la
aprobación del RDL 6/2009 que, entre otras cuestiones, establece que las
empresas eléctricas no tendrán la obligación de asumir el déficit en sus
cuentas y fija la eliminación definitiva del déficit en el año 2013, de manera
que los ingresos en ese año sean suficientes para cubrir los costes mediante
un período transitorio.
Estos límites no se fueron cumpliendo, sin embargo el mecanismo que se
articuló sí que comenzó a funcionar, el llamado Fade -Fondo de Amortización
del Déficit Eléctrico-, donde se concentraron todas las cantidades pendientes
del déficit de tarifa -unos 22.000 millones de euros- y que ha ido sacando
mediante la emisión de instrumentos financieros para la colocación de la
deuda a terceros, con el aval del Estado -hasta la fecha ha realizado 45
25.000
millones de euros es
el importe actual de
la deuda eléctrica
generada por el
déficit de tarifa
emisiones de deuda-, con una vigencia máxima de 15 años.
La tercera modalidad, comentan dichas fuentes, surge en el año 2013, en el
que, como acabamos de comentar, estaba previsto que no hubiera déficit o
que fuera cero, y como el programa del Fade ya no cubría este tipo de activos,
el Gobierno decide instrumentar otro mecanismo que consiste en una
titulización ex profeso a quince años del déficit correspondiente a 2013
-unos 3.600 millones de euros-.
En diciembre de 2014, las eléctricas de Unesa celebraron una subasta
donde trasladaron -cada una en el porcentaje correspondiente- los derechos
de cobro del déficit de tarifa a diversos agentes financieros, cuya regulación
aparece recogida en el RD 1054/2014, normativa donde también se establece
la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de
cobro de dicho déficit, así como los desajustes temporales negativos
posteriores que, a partir de ese momento, serán financiados por todos los
operadores del sector.
17
Ardian y Finnmark
construirán un parque
eólico en Noruega
La firma de inversión
privada independiente
Ardian y la compañía
noruega Finnmark Kraft,
han anunciado la creación
de una joint venture para
construir y operar un
parque eólico de 51,8
megavatios al norte de
Noruega. Esta previsto que
la nueva instalación, que
contará con 15 turbinas
Vestas de 3,45 megavatios,
comience a producir
energía a partir del cuarto
trimestre de 2017, con el
objetivo de generar 186
gigavatios hora al año.
Energía
ELECTRICIDAD
Las baterías Saft
darán energía a
los quirófanos
Viesgo crea una
Cátedra de Energía
en Cantabria
REE distinguida
con el ‘Gold Class’
en materia de RC
Solarpack
construirá 6 plantas
FV en La India
Saft ha desarrollado unos
paquetes especializados de
baterías de litio-ión para
alimentar la nueva
generación de mesas de
operaciones Gmax™,
creadas por Steris, que
suministra un sistema
motorizado que reduce el
estrés físico del equipo
clínico. Gracias al control de
bluetooth de mano, el
equipo médico puede
ajustar cada movimiento de
la mesa para colocar de la
mejor forma al paciente
dependiendo de cada
especialidad quirúrgica.
Viesgo y la Universidad de
Cantabria (UC) colaborarán
en actividades de
investigación, desarrollo
tecnológico, innovación y
formación de personal en el
campo de la transformación
del sector energético,
mediante un convenio
marco entre ambas
entidades que incluye la
creación de la Cátedra
Universitaria de Energía
Viesgo. El convenio ha sido
firmado por Miguel
Antoñanzas, presidente de
Viesgo y José Carlos
Gómez, rector de la UC.
REE ha obtenido por
primera vez la distinción
Gold Class en el Anuario de
Sostenibilidad, informe
elaborado por RobecoSAM,
que reconoce a las
compañías con mejores
prácticas en materia de
responsabilidad corporativa,
siendo la única española de
su sector en obtener esta
distinción. La compañía ha
sido clasificada también
como Industry Mover,
categoría que reciben las
empresas que mejoran su
desempeño respecto al año
anterior.
La multinacional española
Solarpack, ha sido
seleccionada para construir
seis plantas solares
fotovoltaicas con una
potencia total de 100
megavatios en el Estado
indio de Telangana. Se trata
del primer contrato que
Solarpack se adjudica en
este país. Las plantas, que
generarán alrededor de 160
gigavatios hora al año,
comenzarán a construirse
en el primer semestre de
2016 y se espera que estén
operativas a finales de
enero de 2017.
Energía
OPINIÓN
18
¿Quién gana y quién pierde
con la subasta eólica?
Juan Diego Díaz
Presidente de la Asociación
Empresarial Eólica (AEE)
El hecho de que los 500
megavatios adjudicados
en la subasta del día 14
se vayan a instalar sin
ningún tipo de
retribución regulada,
no quiere decir que el
sector esté listo para
acometer instalaciones
a gran escala a precio
de mercado
E
l sector eólico tenía muchas esperanzas puestas
en el pasado 14 de enero, día en que tenía lugar
la primera subasta de potencia renovable de la
historia de España. Aunque las condiciones
estuviesen lejos de ser idóneas, la convocatoria
abría la posibilidad de instalar los primeros parques eólicos
con incentivo desde la moratoria verde de 2012 y suponía el
reconocimiento por parte del Gobierno de que España
necesita más eólica para poder cumplir con los objetivos
europeos a 2020, que son vinculantes.
Por desgracia, el resultado no invita a la celebración,
porque ni las empresas ni los consumidores ganan con el
resultado.
Los promotores se encuentran en peor situación que antes
porque la subasta arroja señales equívocas sobre la realidad
del sector en España y, ahora, han de convencer de nuevo a
propios y ajenos de que el resultado no indica que todos los
parques en España puedan hacerse sin incentivos.
El hecho de que los 500 megavatios eólicos adjudicados se
vayan a instalar sin ningún tipo de retribución regulada como
consecuencia del volumen de pujas realizadas con un cien por
cien de descuento, no quiere decir que el sector esté listo para
acometer instalaciones a gran escala a precio de mercado.
Lo que significa es que hay proyectos concretos que sí
pueden hacerlo, ya sea por sus circunstancias económicas, su
avanzado estado de instalación o por el elevado número de
horas de viento de los emplazamientos, entre otros posibles
motivos.
Tras la moratoria de 2012, se paralizaron alrededor de
10.000 megavatios eólicos adjudicados en los distintos
concursos autonómicos, unos proyectos que hoy se
encuentran en diferentes situaciones, algunos de ellos en
circunstancias singulares -incluso con inversiones ya
realizadas-.
Tampoco sale ganando la industria eólica española que,
tras varios años de travesía del desierto en España -en 2014 y
2015 se vieron obligados a exportar el cien por cien de las
máquinas fabricadas en nuestro país-, confiaba en que la
subasta reactivase el mercado.
Sin embargo, ahora se encuentran con una paradoja ante
sí: es muy posible que, para obtener una cierta rentabilidad sin
incentivo alguno, las empresas adjudicatarias tengan que
comprar aerogeneradores en el extranjero, a menor coste y
con peor calidad.
19
Es posible que ni siquiera ganen los consumidores. Cierto
es que, como dijo el Gobierno en su comunicado tras la
subasta, a los ciudadanos nos beneficia que los nuevos
parques se hagan sin incentivo, ya que así estos no se
trasladan a la factura de la luz.
Pero la realidad es que los consumidores sólo se verán
favorecidos si los parques que han sido adjudicados
consiguen financiarse sin ningún tipo de incentivo y funcionan
con los niveles de calidad necesarios para contribuir a reducir
el precio de la electricidad que pagamos los españoles.
Y no gana España porque ha vuelto la incertidumbre y
nuestros compromisos internacionales están en el
disparadero. La Planificación Energética a 2020, fundamental
tanto para cumplir con los objetivos europeos como con los
acuerdos sobre reducción de emisiones alcanzados el pasado
diciembre en París, exige que se instalen 6.400 megavatios
eólicos -5.900 si se restan los 500 megavatios de la subasta
ya celebrada-, según las estimaciones del propio Gobierno.
Para ello, son necesarias unas inversiones cercanas a los
9.000 millones de euros en cuatro años, impensables sin unos
incentivos que las atraigan y una cierta garantía de
estabilidad.
Los 23.000 megavatios instalados en España desde los
años noventa se hicieron al amparo de una regulación que
buscaba un crecimiento lo suficientemente rápido como para ir
eliminando con celeridad la dependencia energética de
nuestro país de los combustibles fósiles.
Y se hizo con éxito, con unos incentivos que compensaban
los elevados costes tecnológicos y de inversión de entonces.
Energía
OPINIÓN
Hoy la tecnología ha evolucionado considerablemente y
permite que los incentivos sean más reducidos, pero aún es
pronto para que se eliminen, si realmente se quieren atraer las
inversiones necesarias para cumplir los compromisos
internacionales.
Ésta debe ser ahora una de las prioridades de nuestro país,
del Gobierno en funciones y del que finalmente se constituya.
Y no hay tiempo, apenas cuatro años, para lograrlo.
Todos estamos de acuerdo en que la energía eólica ha de
ser una parte importante de la solución. Para ello, se podría
lanzar una gran subasta de los 5.900 megavatios necesarios
de aquí al año 2020, de modo que los proyectos pudiesen
pujar sin presiones, según sus propias características, y que
hubiese tiempo suficiente para construirlos en plazo.
Pero, ante todo, es necesario que haya estabilidad
regulatoria y que se modifiquen determinados aspectos de la
Reforma Energética -como la posibilidad de modificar las
condiciones económicas cada seis años- que, a día de hoy,
frenan la inversión.
El hecho de que las barreras técnico-económicas para
presentarse a la primera subasta fueran tan bajas, que fuese
una convocatoria aislada -sin un calendario de subastas a
futuro- y que el volumen fuese muy escaso -500 megavatios
es muy poco si se tiene en cuenta que el volumen habitual
superaba los 1.000 megavatios anuales en nuestro país- han
generado un resultado inesperado y no deseado por la
mayoría.
Ahora toca aprender de los errores cometidos por todos y
no permitir que enturbien el futuro.
Juan Diego Díaz
Presidente de la Asociación
Empresarial Eólica (AEE)
El que las barreras
técnico-económicas
para presentarse a
la primera subasta
fueran tan bajas, que
fuese una convocatoria
aislada y que el volumen
fuese muy escaso, han
generado un resultado
inesperado no deseado
por la mayoría
20
RENOVABLES
Energía
LAS RENOVABLES PIDEN A EUROPA
UN OBJETIVO VINCULANTE DE ENERGÍA VERDE
Aunque el objetivo del 27 por ciento marcado por Europa en la próxima Directiva sobre Renovables es vinculante a nivel global, no lo es a nivel
nacional, lo que el sector califica como “un paso atrás”, ya que todos los esfuerzos hechos hasta el momento “podrían caer en saco roto”
CONCHA RASO
E
l próximo 10 de febrero finaliza el periodo de consultas que
la Comisión Europea abrió el pasado 18 de noviembre para
que asociaciones, organismos, consumidores y entidades,
hagan sus valoraciones sobre la próxima Directiva de
Energías Renovables REDII para el periodo 2020-2030,
cuyo primer borrador podría ver la luz a finales de año.
Las bases establecidas en la nueva Directiva -actualmente en proceso
de elaboración-, no han sido las esperadas. Buena parte del sector
considera que los objetivos fijados son poco ambiciosos, ya que, si no se
produce modificación alguna, supondría pasar de una cuota del 20 por
ciento de renovables para cubrir la demanda final de energía en 2020 a
otra del 27 por ciento en 2030.
Además, el nuevo objetivo del 27 por ciento solo sería vinculante como
objetivo global de la Unión Europea, no así para cada Estado miembro,
que gozará de total flexibilidad para establecer -o no- objetivos
nacionales, por lo que el sector teme que si no se refuerzan los marcos
legales europeos que impulsen el crecimiento de las energías renovables
en el continente europeo, todos los esfuerzos que se han hecho hasta el
momento podrían caer en saco roto.
Desde Fundación Renovables apuntan que el objetivo establecido del
27 por ciento es “a todas luces, insuficiente” y está muy lejos del 50 por
ciento planteado por la propia Fundación, “viable, a tenor de la no
sostenible situación energética -por emisiones y dependencia- y por la
competitividad alcanzada por las tecnologías renovables”, cuyos costes
han bajado gradualmente.
Aunque la Fundación destaca la inclusión en las bases de la consulta
de la Directiva de puntos básicos como “la necesidad de avanzar en el
CORBIS
21
Energía
RENOVABLES
emponderamiento de los consumidores, la apuesta por la
descarbonización de los sistema de calor y frío, y la sustitución de
combustibles fósiles por combustibles renovables”, también echa en falta
“la poca presencia de la gestión de la demanda de energía como pilar
básico para la incorporación de las renovables”.
En esta línea, Fundación Renovables considera necesario que la
Directiva incluya un “marco de actuación en la edificación conforme a lo
establecido en la Directiva 31/2010, haga una mayor apuesta por el
vehículo eléctrico y proteja al consumidor frente al lobby energético
tradicional”.
La Asociación de Empresas de Servicios Energéticos (Anese) confía
en que la nueva Directiva sirva para que la administración pública
incentive el uso de las renovables, “implantando el modelo de garantía de
ahorros energéticos en las licitaciones o mediante auditorías vinculantes
que, posteriormente, se materialicen en la implantación de propuestas
relativas a la eficiencia energética y el uso de las renovables”.
La evolución que se está produciendo en el mercado energético hacia
proyectos de generación con renovable más pequeños, está llevando a la
diversificación del suministro energético y a la puesta en marcha de un
mercado más competitivo. En este sentido, desde Anese consideran que,
para favorecer este tipo de proyectos, la Directiva “no solo debe estar
acompañada de obligaciones, sino también de medidas que incentiven al
público en general, como ventajas fiscales a la hora de llevar a cabo
inversiones en eficiencia energética o la reestructuración del sistema
tarifario”.
La Asociación de Empresas de Energías Renovables (Appa), tiene
claro que la nueva Directiva debe, por una parte, “establecer objetivos
más ambiciosos a 2030 y, en todo caso, que sean vinculantes por
países”. Por otra parte, considera que “debe fomentar el desarrollo de las
energías renovables en sus tres grandes áreas -eléctrica, climatización y
transporte-, así como potenciar el uso de las renovables en climatización
y mantener los objetivos de biocarburantes”.
La asociación también considera necesario que la nueva normativa
sobre renovables “mantenga la obligación de prioridad de acceso,
conexión y despacho de la generación renovable sobre otras fuentes
contaminantes y establezca aquellos mecanismos de mercado que
prioricen la entrada de estas energías y, al menos, no haya
discriminación con otras tecnologías”.
La importancia del almacenamiento
Una de las causas por la que las energías renovables están
incrementando de forma progresiva su nivel de penetración es porque
resultan competitivas en términos de coste de generación o como
autoconsumo.
Un cambio que, desde la Asociación Española de la Industria Solar
Termoeléctrica (Protermosolar), “creemos que no ha sido adecuadamente
percibida por las instituciones comunitarias que, en sus planteamientos
de la consulta pública, siguen sin diferenciar el valor y el precio de las
distintas tecnologías renovables”.
En este sentido, desde Protermosolar consideran que ha llegado el
momento en el que las decisiones de planificación y sobre programas de
apoyo para el desarrollo de las renovables, tengan en cuenta “no solo
cuánto cuesta la generación de los kilovatios hora que producirá una
nueva central, sino cuál es su valor tanto en términos operativos como de
capacidad”.
Tecnologías como la termosolar, que aportan gestionabilidad, “no han
podido beneficiarse de la curva de reducción de costes que el volumen
por menor precio de generación ha permitido a las energías renovables
fluyentes”, afirma la asociación. Por ello, consideran que la nueva
Directiva tendría que tener esto en cuenta y “exigir que una parte
importante del porcentaje de renovables en el futuro sean gestionables y
con almacenamiento, para evitar la dependencia de los sistemas de
respaldo fósiles”.
En opinión de Protermosolar, otro de los planteamientos que la
EFE
22
consulta pública parece no haber tenido en cuenta para la nueva
Directiva de Renovables y que piensan que traería enormes ventajas
económicas y de seguridad energética es “optimizar a nivel europeo los
emplazamientos de generación -en función de las distintas renovables- y
el diseño de nuevas líneas de transporte”.
Por su parte, Unión Española Fotovoltaica (Unef) también opina que,
de cara al año 2050, el objetivo del 27 por ciento es un paso atrás, “es un
objetivo poco ambicioso en el cual no habrá que hacer prácticamente
nada para alcanzarlo. Creemos que debería revaluarse al alza y fijarlo,
como mínimo, en el 30 por ciento; y, por supuesto, debería ser vinculante
para todos los Estados miembro”.
Desde la asociación que engloba al sector fotovoltaico, señalan que en
la nueva Directiva sobre Renovables deberán estar definidos aspectos
tan relevantes como “las líneas que van a marcar el mercado de futuro
donde participen estas fuentes alternativas; que ese mercado sea
equitativo pero mantenga la filosofía de los acuerdos de París; que se
acelere la transición energética para garantizar el cumplimiento de dichos
acuerdos; permitir que los pequeños proyectos puedan participar en el
mercado; así como una adecuada regulación sin penalizaciones para el
autoconsumo”.
La Asociación Empresarial Eólica (AEE) también tiene algo que decir.
Considera que la nueva Directiva “debe incorporar los principios de
gobernanza de la Unión Energética -que son un modelo común para los
planes nacionales de energía y clima-, fechas concretas para la
finalización de los planes nacionales posteriores a 2020 y claras medidas
de salvaguarda y de aplicación de la Directiva para que la Comisión
Europea pueda asegurar el cumplimiento del objetivo del 27 por ciento
para 2030”.
Por otra parte, además de pedir que se establezca una “institución de
la UE para la financiación de proyectos de relevancia regional”, AEE
considera fundamental que la nueva Directiva de Renovables “dé
prioridad a la estabilidad y la previsibilidad regulatoria, mejore el diseño
de los mercados eléctricos para adaptarlos a un creciente protagonismo
por parte de la eólica y otras renovables, mantenga la prioridad de
despacho de las renovables y promocione el uso de los mecanismos de
cooperación entre Estados miembros y a nivel regional, simplificando el
procedimiento existente pero sin perder el control de los mismos por el
Estado”.
Energía
RENOVABLES
Panel solar.
CORBIS
Valiosa aportación de
la bionergía en 2030
■ En relación a la nueva Directiva
sobre renovables, Unión por la
Biomasa considera que esta
normativa debería “garantizar marcos
nacionales de promoción de las
renovables estables y duraderos y
articular actuaciones para que los
ciudadanos conozcan las ventajas y
beneficios de las energías
alternativas”. Por otra parte, afirman
que la generación de bioenergía a
partir de la valorización de las
biomasas, “será fundamental en la
descarbonización de la climatización
en Europa”. Y, en el caso del
transporte, esperan que la nueva
Directiva “apoye el uso de los
biocarburantes en todo tipo de
vehículos y también en la aviación”.
Otros aspectos que la nueva
normativa debería abordar es, en
opinión de Unión por la Biomasa, “el
mantenimiento de los subsidios a los
combustibles fósiles -330 billones en
2015- y la creación de nuevas
interconexiones para que dejemos de
ser una isla energética”. Asimismo, y
en línea con los compromisos
adquiridos en la COP de París, piden
que la normativa europea sobre
renovables “permita instrumentalizar
el desarrollo de este tipo de energías
en Europa al nivel que exige la gran
amenaza del cambio climático al que
nos enfrentamos”.
OPINIÓN
24
Energía
Subasta eléctrica, de la
improvisación a la incertidumbre
José Miguel Villarig
Presidente de la Asociación
de Empresas de Energías
Renovables (APPA)
De seguir al ritmo
marcado por esta
subasta, que contempla
la instalación de 700
MW en cuatro años,
España no alcanzará el
objetivo comprometido
con la UE de cubrir con
renovables el 20% del
consumo total de
energía en 2020
L
a posición de la Asociación de Empresas de
Energías Renovables -APPA- con respecto a la
subasta eléctrica que ha adjudicado 500
megavatios de eólica y 200 megavatios de
biomasa no es consecuencia del resultado de la
misma.
La Asociación ya expresó sus reticencias en un comunicado
publicado el pasado mes de abril, al denunciar que era una
prueba más de la improvisación con la que el Gobierno ha
actuado en materia energética.
Decíamos que la subasta se hacía de espaldas al sector,
que era insuficiente pues no se correspondía ni siquiera con
las previsiones de Planificación de Infraestructuras Eléctricas
del propio Ministerio, que prevé que la potencia instalada debe
aumentar en 8.500 megavatios hasta 2020, y que dejaba
fuera importantes tecnologías renovables como la
minihidráulica y la fotovoltaica.
Denunciamos en su día que la subasta era una operación
de imagen de cara a la Unión Europea, que había cuestionado
el cumplimiento de los objetivos de España a 2020 si el
Gobierno no cambiaba su política de renovables, y ante la
opinión pública de que con ella ponía fin a la moratoria
renovable después de cuatro años.
Asimismo, denunciamos las condiciones poco realistas de
la subasta y pusimos en duda que se pudiera materializar la
ejecución de los proyectos, que se encontrarían con serias
dificultades para conseguir financiación.
Ya entonces reclamábamos lo mismo que hace años y que
volvemos a demandar al nuevo Gobierno: una regulación que
dé estabilidad al sector de las energías renovables, pues son
la opción más rentable, más segura y más limpia de
generación eléctrica para que nuestro país pueda cumplir sus
compromisos europeos.
De seguir al ritmo marcado por esta subasta, que
contempla la instalación de los 700 megavatios a lo largo de
cuatro años, seguro que España no alcanzará el objetivo
comprometido con la Unión Europea de cubrir con energías
renovables el 20 por ciento del consumo total de energía en
2020.
Pues bien, a la vista del resultado, APPA se reafirma en su
25
posicionamiento con respecto a la subasta. El procedimiento y
los requisitos de adjudicación han derivado en un resultado
que se aleja bastante de la realidad del sector.
En sus alegaciones durante la tramitación de la norma,
APPA propuso correcciones para evitar las consecuencias
negativas del procedimiento establecido, que no fueron
tenidas en cuenta.
En anteriores procesos de adjudicación se requerían todo
tipo de requisitos para dar continuidad a los proyectos,
mientras que el actual solo ha tenido en cuenta la componente
financiera, ya que la única condición para participar en la
subasta ha sido la presentación de un aval, sin que fuera
necesaria ninguna información adicional sobre el proyecto.
La subasta, finalmente, se ha mostrado como un producto
financiero.
Los mecanismos de adjudicación de la subasta y la
compleja metodología de asignación de retribución incluida en
el Real Decreto 413, han llevado a un resultado de la subasta
cuando menos, sorprendente, pues todos los megavatios
adjudicados lo han sido con un descuento del cien por cien
sobre la retribución de salida.
Con ello, al ser cero el valor estándar de la inversión inicial
no hay ningún suelo mínimo de retribución. Quiere esto decir
que la potencia eólica que se instale no contará con más
retribución que la que cobre del mercado eléctrico, sin recibir
nada en concepto de retribución a la inversión.
La biomasa, por su parte, además del precio del pool,
Energía
OPINIÓN
recibirá una retribución adicional en concepto de retribución a
la operación.
En el caso de la biomasa, la subasta era, además, muy
excluyente, sobre todo para las pequeñas cogeneraciones con
biomasa en industrias y las plantas pequeñas y medianas de
biomasa, cuyas instalaciones no podían competir debido a las
grandes diferencias en economía de escala, algo que entraba
en contradicción con la exposición de motivos de la
convocatoria.
Como consecuencia de la imprevista moratoria de enero de
2012, muchos proyectos de biomasa, en distintos grados de
promoción, quedaron paralizados.
Algunos de ellos se encontraban ya a punto de conectarse
a la red. El hecho de que la biomasa estuviera lejos de
alcanzar su objetivo de 1.350 megavatios hizo que la mayoría
de los proyectos no estuvieran en ese momento dados de alta
en el registro de pre-asignación de Industria.
Así, las empresas con importantes inversiones realizadas
han tenido que soportar una presión progresiva al tiempo que
la moratoria se alargaba año tras año.
Ante esta situación, la llegada de la subasta, cuatro años
después de la moratoria, y sus mecanismos de adjudicación
han empujado a las empresas a concurrir a la subasta a
cualquier precio y a algunas de ellas a ofertar reducciones del
cien por cien, con el resultado final ya conocido, que arroja
más incertidumbre al sector y no pocas dudas sobre la
materialización de los proyectos.
José Miguel Villarig
Presidente de la Asociación
de Empresas de Energías
Renovables (APPA)
La llegada de la subasta,
cuatro años después de
la moratoria, y sus
mecanismos de
adjudicación, han
empujado a las
empresas a concurrir a
cualquier precio, lo que
arroja no pocas dudas
sobre la materialización
de los proyectos
OPINIÓN
26
Energía
Los problemas de diseño
en la subasta de energía eólica
José Donoso
Economista
La adjudicación de la
subasta de renovables
en España ha arrojado
sorprendentes
resultados. Las
empresas han ofertado
el mismo precio que
hubieran obtenido
participando en el
mercado sin ningún
tipo de subasta
L
a principal preocupación de un regulador cuando
quiere implementar un sistema de retribución a las
renovables es fijar un precio adecuado y conseguir
el objetivo de capacidad que se desea. Sistemas de
precio fijo, certificados verdes, subvenciones o
subastas han sido los sistemas más empleados. Todos ellos
presentan ventajas e inconvenientes, aunque algunos, como
los certificados verdes, solo han presentado inconvenientes en
su implementación práctica, al menos en Europa.
De todos ellos el que últimamente goza del favor de los
reguladores son las subastas, debido a las indicaciones de las
líneas directrices de Ayudas del Estado de la CE a adecuarse a
una filosofía de mercado y a su creciente utilización en
mercados como los iberoamericanos.
Pero este sistema no es nuevo, fue el primero que se
implementó para promover las renovables en Reino Unido,
Francia o Irlanda. Este sistema se ha mostrado eficaz para
conseguir precios reducidos y en la priorización de proyectos
en función del nivel de recurso. Sin embargo, ha presentado
muy pobres resultados en cuanto a los objetivos de capacidad.
Cuatro de cada cinco proyectos que ganaban la subasta no se
llevaban a cabo, no mejorando esta media la última subasta de
proyectos de energía eólica en tierra que se llevó a cabo en
Portugal en 2008, con un 17,5% de proyectos ejecutados.
Las razones de esta baja implementación se debe a una
serie de causas: de una parte, las dificultades consustanciales
a la promoción de cualquier parque eólico, problemas o
retrasos en la tramitación administrativa, aparición de
inconvenientes ambientales o de patrimonio histórico no
previsto o menor número de horas equivalentes netas que las
previstas en el momento de realizar la oferta. Por otra, el deseo
de ganar la subasta hace que los precios se ajusten de tal
forma que no queda margen para asumir posibles extracostes
de cualquier tipo que se puedan presentar.
La adjudicación reciente de una subasta de renovables en
nuestro país ha arrojado sorprendentes resultados. Las
empresas han ofertado el mismo precio que hubieran obtenido
participando en el mercado sin ningún tipo de subasta. ¿Ha
sido un éxito la subasta como afirma el Ministerio o no está tan
claro? ¿Será esta vez diferente de las experiencias anteriores?
Para evaluar una iniciativa de este tipo tenemos que tener
en cuenta cuáles eran los objetivos que se marcaba el
Gobierno con ella: cumplimiento de los objetivos a 2020,
fomento de la industria española y repotenciación de parques,
todo ello con un precio lo más competitivo posible.
Sobre el precio nada que decir. Como en experiencias
anteriores se ha conseguido un precio muy competitivo, pero
sobre el resto de objetivos ya aparecen más nubarrones,
27
motivados por el diseño inadecuado de la subasta. Si
analizamos la convocatoria a la luz de experiencias europeas e
iberoamericanas, vemos que se han cometido errores que se
podían haber evitado. Enumero los más significativos.
La subasta tenía una carácter marginalista. La retribución de
los ganadores se homogeniza con la más alta que ha entrado
dentro de la potencia adjudicada. Este sistema presenta dos
inconvenientes. Los ofertantes pueden tener la tentación de
realizar ofertas temerarias para conseguir la adjudicación de
potencia, pensando que luego el precio final será cerrado por
una oferta superior de otros ofertantes (lo que podría haber
pasado en este caso). En cambio, si los oferentes realizan
ofertas que se corresponden con la retribución que consideren
adecuada, las ofertas más bajas recibirán una sobre retribución
al cerrarse el precio en relación a la oferta más cara.
No existencia de precalificaciones. En una subasta
fotovoltaica este punto no sería tan importante por el inferior
periodo de maduración de los proyectos y la menor tasa de
mortalidad. Los dos años que se conceden para conectar a la
red los proyectos, son inferiores al periodo de maduración de
un parque fotovoltaico. Sin embargo, en el sector eólico, el
periodo de maduración de un proyecto es de ocho años y con
altas tasas de fracaso en la promoción. Esto pone en riesgo el
cumplimiento del objetivo de capacidad instalada.
Frente al criterio de presentar ofertas en función del precio
por kWh producido, la subasta se hacía en función de costes
de inversión, ajustándose la retribución en función de una
fórmula. Podría haberse dado el caso de que los ofertantes
pensaran que estaban obteniendo un suelo a la evolución de
los precios de pool, cuando no era así. Todo por homogeneizar
los proyectos con el absurdo sistema basado en el mismo
Energía
OPINIÓN
concepto con el que se han llevado a cabo los cambios
retroactivos.
La apuesta por un sistema de subastas como forma de fijar
la retribución a las renovables, debe conllevar la exposición de
un programa de subastas para que los agentes puedan tener
una visión de continuidad. La convocatoria de una subasta
aislada genera el efecto de “último tren” y todos quieren
cogerlo, pudiéndose generar ofertas temerarias que ponen en
riesgo la consecución de los objetivos de potencia instalada.
Estos hechos apuntarían a que esta subasta no sería una
excepción y habría dudas sobre el grado de ejecución final de
los proyectos, con lo cual no se produciría el impacto esperado
en la consecución de los objetivos a 2020.
Por las primeras informaciones recibidas parece que no
habrá en los proyectos adjudicados MW repotenciados o estos
serán mínimos, con lo que no se cumplirá tampoco este
objetivo. De hecho, al no establecer ningún tipo de
discriminación en este sentido no se sabe en base a qué el
Gobierno esperaba conseguir este objetivo.
Tampoco parece que se vayan a instalar aerogeneradores
españoles, los precios bajistas impulsan a priorizar precio en
relación a otros condicionantes, particularmente si el
suministrador tiene también financiación. Con lo cual es muy
dudoso que se acuda a fabricantes españoles.
En dos años veremos si esta vez será diferente. Pero, por el
momento, salvo en el precio, parece que aparecen dudas
razonables para el resto de los objetivos fijados por el
Ministerio. Esperemos que en el futuro se aprenda de la
experiencia para nuevas convocatorias y que no se excluya de
ellas a tecnologías como la fotovoltaica con excusas que luego
se demuestran completamente inapropiadas.
José Donoso
Economista
La convocatoria de una
subasta aislada genera
el efecto de “último
tren” y todos quieren
cogerlo pudiéndose
generar ofertas
temerarias que ponen
en riesgo la
consecución de los
objetivos de potencia
instalada
Energía
OPINIÓN
28
La subasta de renovables,
una nueva etapa
Marina Serrano
Of Counsel de Pérez-Llorca y
ex consejera de la CNE
La subasta de eólica
(500 megavatios) y
biomasa (200
megavatios) celebrada
en enero supone la
aplicación, por primera
vez, del régimen
jurídico contenido en la
reforma eléctrica a
nuevas instalaciones de
origen renovable
E
l 14 de enero se celebró la subasta para la
adjudicación de retribución específica a energías
renovables. Mediante el RD 947/2015, de 16 de
octubre, se convocaron 700 MW de potencia, de
los cuales 500 megavatios se destinaban a
instalaciones eólicas terrestres -nuevas o repotenciación de las
existentes- y 200 megavatios para biomasa.
Tras la moratoria renovable impuesta por el RDL 1/2012, de 27
de enero, motivada por el déficit tarifario así como por la
superación con creces de los objetivos de potencia instalada
previstos en el Plan de Energías Renovables 2005-2010, la
subasta era la primera ocasión, en cuatro años, que permitía
obtener incentivos adicionales al precio de mercado para
instalaciones de producción eléctrica a partir de fuentes
renovables.
La reforma eléctrica operada por el RDL 9/2013, de 12 de julio
y la Ley 24/2013, de 27 de diciembre, del Sector Eléctrico y sus
normas de desarrollo (RD 413/2014, de 6 de junio, y Orden
IET/1045/2014, de 16 de junio), como es de todos conocido,
estableció un nuevo régimen retributivo para las energías
renovables. Su aplicación, mediante las disposiciones transitorias,
a las instalaciones -denominadas hasta ese momento “de
régimen especial”- ya existentes, que venían recibiendo una
prima a la producción, ha sido especialmente controvertida y ha
originado numerosos litigios ante nuestros tribunales, así como al
planteamiento de arbitrajes internacionales. Precisamente en
estos días, la cuestión está de actualidad por la muy reciente
sentencia del Tribunal Constitucional recaída en el recurso
interpuesto por la Comunidad Autónoma de Murcia contra el RDL
9/2013. Igualmente hemos conocido el primer laudo arbitral
relativo a los recortes a las energías renovables del año 2010.
La subasta celebrada en el mes de enero supone la aplicación,
por primera vez, del régimen jurídico contenido en la reforma
eléctrica a nuevas instalaciones de origen renovable. Debe
recordarse que no solo se ha establecido un régimen retributivo,
denominado a partir de ahora retribución específica bajo unos
parámetros distintos a las antiguas primas a la producción del
régimen especial, sino que el nuevo marco normativo impone un
sistema diferente para adjudicar el incentivo exigiendo, como ya
propuso en su momento la Comisión Nacional de Energía, su
adjudicación mediante procedimientos de concurrencia
competitiva.
Por ello, también ahora, es la primera ocasión en que se
utilizan mecanismos competitivos, en concreto, una subasta, para
29
otorgar retribución específica a energías renovables.
De entre las diversas tecnologías renovables existentes, la
convocatoria aprobada por el Gobierno, en una decisión de
política energética, debía determinar el tipo de tecnología
renovable que puede participar en la subasta y el cupo máximo
de potencia al que se adjudicarían incentivos. En este caso, el RD
947/2015 ha optado por destinar esta primera convocatoria a las
tecnologías eólica y biomasa, con los topes indicados (500 MW y
200 MW, respectivamente). Las razones de elegir estas dos
tecnologías parten de la premisa de que va a ser necesario, para
cumplir los objetivos europeos de 2020, un incremento de la
potencia instalada de tecnologías de generación de energía
eléctrica a partir de fuentes renovables.
Respecto a la eólica, se considera que, dado que existe un
contingente importante de instalaciones que se encuentran en
zonas con elevado recurso eólico, su renovación o ampliación
podría suponer un incremento significativo de la energía
producida. Del mismo modo, se ha considerado la incorporación
de nueva potencia de instalaciones térmicas de biomasa por la
capacidad de gestión que aportan al sistema y por su interés
como vector de desarrollo de los mercados locales de biomasa
para su aprovechamiento conjunto en usos térmicos.
El método competitivo elegido ha sido subasta mediante sobre
cerrado, en el que se puja a la baja sobre el valor de inversión
reconocido, siendo la oferta un porcentaje de descuento.
No olvidemos que lo que se adjudica en la subasta no es la
autorización de la instalación o la licencia de construcción, cuya
competencia corresponde a otras Administraciones Públicas,
sino una cuota de potencia en megavatios con derecho a cobrar
por la potencia adjudicada una retribución específica adicional al
precio del mercado. Asimismo, debe señalarse que la subasta se
Energía
OPINIÓN
rige por un sistema marginal, de modo que todos los
adjudicatarios cobrarán según el porcentaje de reducción de la
última oferta casada.
Como resultado de la subasta se obtendrá la potencia
adjudicada a cada participante para cada tecnología, así como el
porcentaje de reducción del valor estándar de la inversión inicial
de la instalación tipo de referencia, en caso de que lo hubiera. Las
ofertas adjudicadas se inscriben en el Registro de régimen
retributivo específico en estado de preasignación, previa
presentación de la garantía económica. Esta inscripción se realiza
para un valor de potencia determinado no asociado con una
instalación concreta.
La inscripción determinará el plazo máximo en que la
instalación, a la que los adjudicatarios asignen la potencia
obtenida, deberá estar totalmente finalizada, para lo cual
disponen los adjudicatarios de un plazo de 48 meses.
La celebración de la subasta ha arrojado unos resultados muy
diferentes a los esperados. La elevada presión competitiva,
como ha señalado la CNMC al validar la subasta, ha
determinado la adjudicación del total de megavatios ofertados,
quedando fijado en el 100 por ciento el descuento. Por tanto, los
adjudicatarios no cobrarán sino el precio de mercado. Ha
causado sorpresa tanto el resultado como también las empresas
que han resultado adjudicatarias que han dejado fuera a los
grandes operadores eléctricos.
La utilización de mecanismos competitivos da siempre señales
interesantes sobre la realidad de un mercado y ofrece elementos
para el debate. Los resultados de esta subasta seguro que van
propiciar una larga reflexión, con incidencia en múltiples aspectos
regulatorios, en especial, la necesidad o no de incentivos, sobre el
futuro de las renovables en España.
Marina Serrano
Of Counsel de Pérez-Llorca y
ex consejera de la CNE
La celebración de la
subasta ha arrojado
unos resultados muy
diferentes a los
esperados. Ha causado
sorpresa el resultado y
las empresas
adjudicatarias, al
quedar fuera los
grandes operadores
eléctricos
30
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
ESPAÑA
AUSTRIA
BÉLGICA
BULGARIA
CHIPRE
REP. CHECA
CROACIA
DINAMARCA
ESTONIA
FINLANDIA
1,109€
0,933€
1,063€
0,934€
1,191€
0,977€
1,043€
1,054€
1,120€
1,078€
1,032€
1,002€
1,151€
0,994€
1,350€
1,073€
0,922€
0,944€
1,363€
1,180€
LOS ADITIVOS DE LOS
CARBURANTES, ¿MITO O REALIDAD?
Sólo la petrolera británica BP es capaz de certificar públicamente las ventajas de los aditivos de sus carburantes. El resto de compañías petroleras que operan
en España aseguran que existen informes independientes que lo confirman pero no facilitan ni los autores, ni compromisos firmes de sus ventajas
Tipos de aditivos y
principales beneficios
Además de los aditivos de calidad,
existen otros tres tipos.
■ Aditivos de proceso
Los hay anticorrosivos, que evitan el
deterioro de las infraestructuras; y
reductores de fricción, que minimizan el
rozamiento durante el transporte por la
L
CONCHA RASO
a bajada en el precio del combustible ha supuesto un respiro para
la economía de muchas familias. Hacer más kilómetros al menor
precio, es el objetivo de cualquier conductor. Es evidente que
pagar menos en cada repostaje puede suponer un importante
ahorro al cabo del año, pero también influye el tipo de
combustible que elijamos a la hora de llenar el depósito.
Aunque todos los productos que llegan desde las refinerías al centro de
transporte y almacenamiento de CLH son aptos para su uso -cumplen
estrictas especificaciones y son sometidos a diferentes controles de calidady pueden ser utilizados en los vehículos sin necesidad de ser sometidos a
ningún tipo de tratamiento, lo cierto es que desde finales de los años 90, las
grandes petroleras utilizan los denominados aditivos de calidad para otorgar
a sus productos características exclusivas y diferenciarse de la competencia.
Cada aditivo tiene un uso concreto -y cada marca es libre de desarrollar
los suyos al no existir obligación alguna al respecto-, aunque, en líneas
generales, todos ofrecen ventajas similares al usuario: ahorro en
combustible, mejor rendimiento del motor o mayor respeto por el medio
ambiente. Actualmente, existe una gama muy amplia y sofisticada de
carburantes que ofrecen a los consumidores la oportunidad de probar entre
las opciones existentes y elegir la que mejor se adapte a sus necesidades.
tubería e incrementan la capacidad
nominal de transporte del oleoducto
hasta en un 150 por ciento.
■ Aditivos fiscales
Su finalidad es prevenir el fraude y son
del tipo trazador-colorante. Productos
como el gasóleo B y C están
subvencionados para un uso
determinado; sin embargo, por sus
características, podrían desviarse para un
uso fraudulento en automóviles.
■ Aditivos que mejoran las
especificaciones del producto
Destacan el aditivo antifrío, empleado en
invierno en gasóleos en las zonas más
frías de España para mejorar su
comportamiento a temperaturas muy
bajas; y el antiestático, que se incorpora
para mejorar la conductividad eléctrica y
evitar la presencia de energía estática, lo
ISTOCK
que aumenta la seguridad.
31
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
MALTA
PAÍSES BAJOS
POLONIA
PORTUGAL
RUMANIA
ESLOVAQUIA
ESLOVENIA
1,320€
1,220€
1,428€
1,048€
0,910€
0,863€
1,316€
1,036€
1,067€
1,001€
1,165€
0,962€
1,175€
1,015€
SUECIA
REINO UNIDO
1,329€
1,250€
1,334€
1,348€
depósitos en el sistema de alimentación del carburante y prolonga la vida de los
filtros y las bombas”.
Además, las características diferenciales de los nuevos carburantes Repsol
superan los parámetros establecidos en la categoría 5 del Worldwide Fuel
Charter de 2013, el estándar internacional más riguroso elaborado por los
principales fabricantes de automoción y que establece los requisitos ideales para
gasolinas y gasóleos.
Repsol también cuenta con un plan de calidad mediante el que realiza un
seguimiento exhaustivo del producto desde que sale de la refinería hasta que
llega a la estación de servicio. En este caso, son laboratorios independientes los
que se encargan de analizar que el producto cumple con los requisitos de la
formulación exclusiva pero no se sabe cuál, ni hay un compromiso de kilómetros
que puede recorrer el vehículo.
Muestras de los
nuevos carburantes Repsol. EE
Hasta 56 kilómetros más por depósito
¿Cómo pueden saber los usuarios si “las bondades” que las compañías
afirman que tienen estos carburantes son tales? ¿Existe alguna certificación
“oficial” que lo avale? En realidad, no la hay como tal. “Es el propio mercado
el que actúa como garante de que todo lo que publicita una marca es real”,
afirma Álvaro Mazarrasa, director general de AOP.
Pero no solamente el mercado. Una vez que los carburantes han sido
elaborados y sometidos a las pruebas mas exigentes en laboratorios y
centros de investigación para mejorar sus formulaciones y conseguir
compuestos químicos más avanzados, suelen ser testados por expertos
independientes que verifican sus cualidades.
Los nuevos carburantes con Neotech de Repsol, una formulación mejorada y
exclusiva realizada en el Centro de Tecnología Repsol (CTR) que, según la
compañía,”ofrece las máximas prestaciones con el mínimo consumo”, han sido
verificados por expertos externos a la compañía. Toda la gama cuenta con una
“capacidad detergente y anticorrosiva superior que evita la formación de
Los aditivos mejoran
el rendimiento del
motor y permiten al
usuario ahorrar en
combustible
Tras cinco años de investigación y más de 50.000 horas de pruebas
realizadas en motores y vehículos, a mediados del pasado año BP lanzaba al
mercado sus nuevos carburantes con tecnología Active -con moléculas
activas que eliminan la suciedad y las partículas que se acumulan en el
motor- y que, según la propia compañía, “pueden llegar a provocar un
incremento en el consumo de carburante de hasta un 7 por ciento”.
Esta tecnología se encuentra actualmente en proceso de certificación de
calidad con una prestigiosa institución internacional, y todas sus ventajas han
sido recogidas en un informe elaborado por la propia compañía donde se
ponen de manifiesto que el uso continuado de este tipo de carburantes
“ayudan a que el motor funcione de manera más eficiente, permiten una
conducción más suave y ayudan a prevenir que el coche se averíe”.
Aunque, sin duda, una de las afirmaciones más valoradas es el ahorro de
combustible. Según el informe de BP, “con menos de dos repostajes,
nuestros carburantes con tecnología Active son capaces de eliminar la
suciedad almacenada en el motor, pudiendo recorrer hasta 56 kilómetros
32
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
FRANCIA
ALEMANIA
GRECIA
HUNGRÍA
IRLANDA
ITALIA
LETONIA
1,271€
1,024€
1,239€
0,978€
1,357€
1,010€
1,014€
0,971€
1,249€
1,099€
1,409€
1,221€
1,064€
0,923€
adicionales por depósito al margen del tipo de vehículo o de su antigüedad”.
El cuidado del motor y la preocupación por el medio ambiente han llevado
a Cepsa a sacar al mercado la nueva gama de carburantes aditivados
Óptima, con una serie de características mejoradas que, según la compañía,
“proporcionan al vehículo un mejor rendimiento y una mayor protección del
motor”.
La compañía afirma que “cada marca de combustible elije el tipo de
aditivo que quiere añadir a los combustibles mejorando uno o varios
parámetros y, lógicamente, es lo que traslada a sus mensajes publicitarios”.
Sin embargo, comenta, “es importante señalar que estos reclamos deben
estar respaldados por pruebas de laboratorios específicas que, en nuestro
caso, son realizadas por laboratorios independientes y que, al ser
extremadamente complicadas, son también muy costosas”.
Entre las prestaciones de los combustibles aditivados Cepsa, la compañía
destaca las siguientes: Favorecen el arranque en frío, permiten llenar el
depósito más rápido, mantienen el motor limpio, lo limpian si está sucio y
recuperan la limpieza de los componentes, evitan la oxidación del acero,
aumentan el rendimiento de la combustión y reducen el ruido del motor.
LITUANIA
LUXEMBURGO
1,023€
0,896€
1,053€
0,863€
Proceso de limpieza
con los nuevos carburantes BP con tecnología Active. EE
Con Shell también se
ahorra en combustible
■ Los carburantes Shell cuentan con todas
¿Cuándo se añade el aditivo?
las certificaciones y pruebas realizadas en
Este proceso se realiza en las instalaciones de CLH que, además de
transportar y almacenar los carburantes, también se encarga de añadir los
aditivos que los operadores petrolíferos le entregan y que incorporan en el
momento en que el combustible se carga en el camión cisterna que,
posteriormente, lo trasladará a las diferentes estaciones de servicio.
Esta acción, explican desde CLH, “tiene lugar en los cargaderos de las
plantas cuando, de forma automática y en la proporción establecida por cada
operador, se añade el aditivo de calidad en el propio brazo de carga que está
conectado a la cuba del camión, pudiendo aditivar a diferentes
concentraciones para un mismo operador. Cada aditivo lleva su circuito
independiente y sólo se mezcla con el producto en el brazo de carga”.
los cinco laboratorios que Shell Global
Soluctions tiene en todo el mundo y en los
que trabajan más de 200 científicos
dedicados al desarrollo de nuevos
combustibles. La compañía cuenta con la
gama FuelSave, que reduce las pérdidas de
energía lubricando las zonas en las que los
aceites de motor son menos eficaces, lo
que se traduce en un menor consumo; y la
gama V-Power, con una exclusiva fórmula
de doble acción para limpiar el motor.
Respecto a la proporción de aditivo que llevan los combustibles -y cuya
fórmula desconocen-, éste varía según el operador y el tipo de producto. “Se
trata de una proporción muy pequeña, unos pocos centímetros cúbicos de
aditivo por cada metro cúbico de producto; es decir, las cargas de 10.000
litros de carburantes se mezclan, como media, con un litro de aditivo”,
afirman desde CLH. Para poder prestar este servicio, la compañía presidida
por José Luis López de Silanes ha realizado importantes inversiones en los
últimos años que han hecho posible incorporar nuevos equipos e implantar
una compleja infraestructura en sus instalaciones.
Para aquellos operadores que no disponen de aditivos de calidad
exclusivos, CLH les ofrece la posibilidad de aditivar sus combustibles con un
aditivo de calidad indiferenciado. La compañía no desarrolla ninguna clase de
aditivos, selecciona los mejores del mercado de acuerdo con las
necesidades. Actualmente, CLH ofrece el aditivo HQ300 para los gasóleos y
el HQ400 para las gasolinas, dos productos que permiten mejorar las
prestaciones en los motores más modernos.
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34
Energía
CARBURANTES
Abengoa vende
parte de su negocio
de biocarburantes
Galp abre su
primera gasolinera
de GLP en Toledo
Cepsa vende
su participación
en CLH a Borealis
Aoglp, actualiza
su nueva ‘app’
de autogas
Fundación Disa
beca a los recién
titulados
Abengoa ha puesto a la
venta parte de su negocio
de biocarburantes, el de
bioetanol a partir de grano,
con presencia en Brasil,
EEUU y Europa, como una
de las acciones incluidas en
el plan de viabilidad para
salvar la empresa y que ha
recibido el visto bueno del
consejo de administración.
Según los resultados a
septiembre de 2015, el
negocio de bioenergía de
Abengoa sumaba unas
ventas de 1.614 millones de
euros y generaba un ebitda
de 31,9 millones de euros.
Galp Energia ha
incorporado un nuevo punto
de suministro de GLPAUTO
-Gas Licuado de Petróleoen la estación de servicio
ubicada en Calera y
Chozas -Ctra. N-V. Km
137.300-, municipio situado
a escasos 15 kilómetros de
Talavera de la Reina,
Toledo. De este modo, la
estación refuerza las
necesidades de
abastecimiento de la zona
noroeste de la provincia y
se convierte en un punto
estratégico para el
suministro de Autogas.
El grupo energético Cepsa
ha alcanzado un acuerdo
con Borealis Infraestructure,
inversor internacional en
grandes infraestructuras,
para la venta del 9,15 por
ciento del capital que
mantenía en la Compañía
Logística de Hidrocarburos
(CLH). La operación, que
se cerraba el pasado 11 de
enero y en la que la entidad
financiera BBVA ha ejercido
de asesor, forma parte del
programa de optimización
de Cepsa, a través de la
venta selectiva de activos
de la compañía.
La Asociación Española de
Operadores de Gas
Licuado de Petróleo
(AOGLP), ha actualizado su
App Autogas GLP Spain
con nuevas funciones para
ofrecer un servicio más
amplio y sencillo. Los
usuarios de la App podrán
elegir si incluir sus puntos
de origen y destino
pinchando en el mapa o
escribiendo las localidades
en la barra de búsqueda y
podrán marcar rutas para
conocer las estaciones de
servicio más cercanas
donde repostar autogas.
Las becas de la Fundación
DISA Emplea suponen una
valiosa oportunidad para
jóvenes recién licenciados,
ya que facilitan su primera
experiencia de trabajo,
aumentando sus opciones
de inserción laboral tras
concluir su etapa
académica. Así lo han
reconocido los beneficiarios
de este programa de becas
impulsado por la Fundación
DISA y la Fundación
General de la Universidad
de La Laguna, durante un
desayuno coloquio
celebrado recientemente.
Energía
OPINIÓN
36
Autoconsumo: derecho
y libertad
Diego Crescente
Socio de MAS Consulting Group
El autoconsumo se ha
convertido en uno de
los temas más
polémicos de
los últimos años en
materia energética.
Desde MAS Consulting
hemos elaborado un
documento para
acercar el autoconsumo
al particular
E
l autoconsumo ha protagonizado buena parte de
la actividad parlamentaria en la pasada
legislatura. Los debates en el Congreso, Senado
y en los diferentes foros en los que se ha tratado
este tema de vital importancia para la energía de
nuestro país, nos han traído una regulación aprobada in
extremis y que supone el fin del vacío legal existente en la
materia.
Si hay algo que ha quedado claro durante todo este
proceso es que el autoconsumo se ha convertido en uno de
los temas más polémicos de los últimos años en materia
energética. Pese a que tendemos a concebir el autoconsumo
como una mera regulación técnica, lo cierto es que detrás de
todo el concepto de kilovatios, megavatios, instalaciones
bidireccionales, etc, existe un debate mucho más profundo
como es el derecho a generar nuestra propia energía.
Recientemente, desde MAS Consulting Group, hemos
publicado un documento que trata de acercar esta forma de
generación eléctrica al particular. El Real Decreto diferencia
entre un autoconsumo con vertido cero, es decir, sin vertido de
excedentes a la red, y un autoconsumo con venta del
excedente. Mientras que en el primero, el consumidor nunca
gozará de calificación de vendedor en el sistema, en el
segundo caso nos encontramos ante la, a nuestro juicio,
superación del concepto de autoconsumidor para pasar a
hablar de un generador u operador de energía y, por lo tanto,
sujeto al que le serán aplicables unas condiciones jurídicas y
económicas distintas de aquel otro que únicamente genera
electricidad, con sus propios medios y para consumo
doméstico. Esta distinción, además de lógica, permite aplicar
diferentes normativas y aspectos jurídicos que, con el vacío
legal anterior al Real Decreto, solo producía inseguridad e
ineficiencia jurídica.
Es importante destacar que, hasta la publicación del Real
Decreto, el autoconsumo no estaba exento de regulación,
puesto que tenía una cobertura normativa al haber sido
recogido, no de forma integral pero sí parcial, en distintas
disposiciones. De esta forma se han unificado los criterios,
muchas veces discordantes, entre el RDL 9/2013, la ley
24/2013 y el RD 1699/2011.
En el caso del autoconsumidor, la ley le concede el derecho
de verter a la red la energía sobrante, si bien, en ningún caso,
podrá recibir contraprestación económica por ello y lo que es
más importante, evita la necesidad de instalar sistemas que
37
impidan el vertido, lo que encarecería las instalaciones,
suponiendo una cortesía legal de la administración hacia el
ciudadano, al que permitía instalar sistemas de autoconsumo
sin ningún tipo de restricción de potencia pero con la
condición, eso sí, de no verter ni un solo electrón a la red, lo
que obligaba a instalar nuevos sistemas para no caer en una
ilegalidad. La figura del autoconsumidor queda, así,
plenamente garantizada con la nueva regulación.
Ahora bien, otra cosa es hablar de la regulación de la figura
del autoconsumidor/operador del sistema. En este caso,
aquellos que se acojan a esta modalidad podrán verter a la
red la energía sobrante y, por lo tanto, percibir una
contraprestación económica por ello. Confluyen dos aspectos
en esta figura: la de consumidor y la de productor y, cada uno,
con sus derechos y obligaciones. Evidentemente, se exige
que en su instalación se cuente con un equipo de medida
bidireccional que mida la energía generada neta y un equipo
de medida que registre la energía consumida total por el
consumidor asociado.
Pero si hay algo que ha levantado ampollas durante todo el
proceso ha sido la contribución al sistema. De forma general,
el Gobierno ha establecido que el autoconsumidor debe
contribuir de igual manera que un consumidor convencional, lo
que supone pagar, tanto por los peajes de acceso a redes,
como los cargos asociados al coste del sistema eléctrico y
otros servicios del sistema.
En román paladino significa que los autoconsumidores
pagarán: el término fijo de la factura en su totalidad y la parte
del término variable que se destina a pagar los costes del
Energía
OPINIÓN
sistema. Siendo más claros, lo único que no pagaría el
autoconsumidor sería el coste del pool eléctrico pero sí, en su
integridad, el coste de la energía. Los cargos fijos, de forma
también general, sólo se pagarán si la energía demandada
por el autoconsumidor es mayor a la contratada. Esto implica
que el cargo se define como una barrera para que, a través de
una disminución de la potencia contratada, que es la mitad del
recibo, el autoconsumidor reduzca su factura energética.
Desde las principales asociaciones renovables se han
planteado varias críticas a este Real Decreto que se centran,
en gran parte, en la recuperación de la inversión a la hora de
optar por el autoconsumo retribuido y en la obligación de
instalar dos equipos de medida que, evidentemente, encarece
los costes, además de que la propuesta del sector siempre ha
girado en torno a la instalación de un único equipo de medida
bidireccional. En cuando a la críticas técnicas, la más
extendida hace referencia a la prohibición explícita de las
instalaciones de consumo comunitarias que resulta, a todas
luces, ineficiente de cara a reducir costes para el usuario final.
Sin duda, el hecho de gozar, por fin, de una regulación, es
un avance. El nuevo Real Decreto regula, por primera vez, el
autoconsumo de forma integral y ofrece un marco de
referencia para el sector que siempre ha resaltado la
necesidad de contar con un marco jurídico estable. El
escenario político actual, puede modificar la legislación en
función del resultado electoral del pasado 20 de diciembre y
que, en el caso del autoconsumo, enturbia una norma que
debe ser de referencia, en términos de seguridad jurídica,
para nuestro desarrollo en los próximos años.
Diego Crescente
Socio de MAS Consulting Group
El nuevo Real Decreto
regula por primera vez
el autoconsumo de
forma integral y ofrece
un marco de referencia
para el sector
energético, que siempre
ha resaltado
la necesidad de contar
con un marco jurídico
estable
38
GAS
EL MERCADO ORGANIZADO
DE GAS YA PUBLICA SEÑALES
DE PRECIOS DIARIOS
Lleva más de un mes funcionando de manera correcta, pero el sector cree que aún queda un largo
camino por recorrer para que los precios que salen de la plataforma sean precios de referencia
CONCHA RASO
BLOOMBERG
Y
Energía
a se ha cumplido un mes del inicio de las operaciones del
Mercado Organizado de Gas en España. El pasado 16 de
diciembre se daba el pistoletazo de salida a la negociación de
productos de gas natural a través de la plataforma telemática
desarrollada y habilitada por el operador del mercado (Mibgas).
Ese mismo día se cerraron las primeras operaciones en el mercado con
una cantidad negociada de 50 MWh a un precio medio de 19,67 €MWh para
el producto diario. En todo el mes de diciembre, se negociaron 3.300 MWh y,
hasta el 17 de enero, se han negociado 17.731 MWh.
Cumpliendo con la Resolución de la secretaría de Estado de Energía, el
pasado 14 de enero se iniciaba la negociación de gas de operación para el
gas del día siguiente -15 de enero- en la subasta de apertura, lo que ha
permitido al mercado incrementar su actividad. El gas de operación es el
que necesitan los transportistas para su funcionamiento -autoconsumo-. El
primer precio obtenido fue de 17,69 €MWh. El gestor de la red de
transporte, Enagás GTS, es el encargado de publicar diariamente las
estimaciones de adquisición diaria del gas de operación que, en la semana
en cuestión, estuvieron en el entorno de los 3.000 MWh cada día.
En Mibgas se negocian cuatro tipos de productos: intradiario (within-day),
diario (day-ahead), resto de mes (balance of month) y mes siguiente (monthahead), y existen dos tipos de negociación: subasta y mercado continuo. El
mercado abre con la subasta de apertura -entre las ocho y media y nueve y
media de la mañana del día de cotización-, donde los agentes pueden enviar
ofertas de compra y venta para un determinado producto. Una vez cerrada,
se obtiene, con la información de todas las ofertas recibidas, el precio
marginal de la subasta que se aplicará en todas las ofertas casadas.
En el mercado continuo se desarrolla en diferentes tramos hasta las nueve
de la tarde, las ofertas de compra y venta se registran y casan con las ofertas
preexistentes de sentido contrario. Cada casación efectuada da lugar a una
transacción firme, que es registrada, notificada al Gestor Técnico del Sistema
y liquidada en un ciclo semanal de cobros y pagos.
Aunque aún es pronto para conocer cuál será su funcionamiento efectivo,
desde EDP afirman que “la plataforma está funcionando de manera correcta,
aunque todavía queda mucho recorrido para que los precios que salen de la
plataforma sean precios de referencia, ya que el volumen que se está
negociando en la misma, no representa ni el 0,5% del consumo nacional”.
El operador del mercado ha querido hacer una primera valoración y desde
Mibgas han comentado a elEconomista Energía que se encuentran
39
La figura del
Market Maker
■ Aunque la transparencia de
precios es un factor positivo del
Mercado Organizado de Gas,
para que estos precios sean
representativos, “es necesario
asegurar una mayor liquidez”,
afirma Olivia Infantes,
responsable de Regulación de
GDF Suez Energía España. En su
opinión, la compra-venta en el
Mercado Organizado es “una
nueva herramienta que se tiene
que incorporar a la operativa
diaria de las comercializadoras
para la contratación de gas”.
Esta es una de las principales
razones, asegura, “que justifican
que el volumen negociado no sea
comparable con otros mercados
más maduros y se muestre un
mayor interés por el producto
intradiario y diario”. Según
Infantes, “no se debería
descartar la incorporación de la
figura del Market Maker o
Creador de Liquidez como sujeto
que pueda actuar en el Mercado”,
un elemento que, a su juicio,
“garantiza liquidez y suaviza
GAS
“satisfechos con la marcha del primer mes de negociaciones en el Mercado
Organizado de Gas, en el que se ha constatado el interés que despierta entre
comercializadoras y consumidores ya que, a fecha 14 de enero, son ya 18
las empresas habilitadas como agentes que pueden negociar en el mercado,
y otras muchas han comenzado el proceso de ser agentes o han mostrado
interés en serlo”.
Según apuntan desde Mibgas, el desarrollo del mercado es un proceso
lento y gradual que se forja día a día con la participación de los agentes
interesados en comprar y vender gas, aprovechar oportunidades y ajustar las
posiciones de sus carteras según los precios. De la experiencia desarrollada
en otros países, podemos afirmar “que el ritmo de su implantación y el
proceso de negociación que se está llevando a cabo es el normal, y requiere
tiempo. Algunos hubs exitosos, como el TTF holandés, han requerido de
varios años para consolidarse”.
El operador del mercado quiere dejar claro que una de las características
del Mercado Organizado de Gas es que es “un mercado voluntario” y, como
la negociación es anónima y con reglas iguales para todos, “la participación
en el mismo favorece un acceso transparente y no discriminatorio y, por
tanto, la formación de una señal de precios fiable”.
El desarrollo de las reglas de funcionamiento del mercado organizado se
ha realizado en un grupo de trabajo que elaboró el primer borrador en los
últimos meses, en el que han estado representados los comercializadores
más significativos del sector del gas, así como la propia Comisión Nacional
de los Mercados y la Competencia y el Gestor Técnico del Sistema. Esta
propuesta fue la base de las Reglas del Mercado que finalmente fueron
aprobadas por el Ministerio de Industria el pasado 4 de diciembre.
Una de las empresas que ha participado activamente en la elaboración de
las reglas de mercado es Cepsa Gas Comercializadora. La compañía cuenta
con una gran actividad en el mercado mayorista OTC en España -5.680
GWh en 2015- y es actualmente la cuarta comercializadora de gas natural en
volumen de ventas en nuestro país, con una cuota de mercado del 6,58%.
posibles fluctuaciones de
Gas más competitivo
precios”, lo que se traduciría en
La puesta en marcha del mercado organizado de gas ha sido un hito
especialmente para los industriales, que suponen más de dos tercios de la
demanda total del país. Gracias al hub, “los industriales dispondremos de
una referencia de precio española para comparar con las de otros países del
entorno, que nos permitirá adquirir el gas en mejores condiciones y que
“aumento del atractivo comercial
del Mercado tanto para las
comercializadoras activas como
para otros posibles actores”.
Energía
Fábrica
papelera. EE
40
nuestro gas sea competitivo en referencia al de nuestros competidores
europeos y asiáticos”, señala Juan Vila, presidente de GasIndustrial, que
considera que “vamos por buen camino. Lo importante es la existencia del
mercado, punto de partida que supone un gran avance, aunque sea lento”.
Para los fabricantes de azulejos y pavimentos cerámicos, el gas natural
representa un coste muy relevante. El secretario general de Ascer, Pedro
Riaza, considera que el hub “tendrá una incidencia positiva y será vital para
mejorar la capacidad negociadora de las industrias en una actividad tan
expuesta a la competencia internacional”. Según Riaza, “el hub dará la
oportunidad de comprar gas en el mercado sin tener que hacerlo
necesariamente a través de contratos bilaterales, lo que permitirá obtener
precios más competitivos y un mercado más transparente”.
Para el director general de la asociación española de fabricantes de pasta,
papel y cartón -Aspapel-, Carlos Reinoso, el hub necesita “ganar volumen y
con rapidez” y convertirse, en poco tiempo, “en vehículo de operaciones
directas con consumidores finales”, y apela al Gobierno para que asegure
que las futuras reglas de agentes de mercado “no sean una barrera a su
propio desarrollo” activando, en caso necesario, “la figura de agentes
creadores de mercado que contempla la normativa”.
El director general de Acogen, Javier Rodríguez, se muestra convencido
de que el Mercado Organizado del Gas tiene todas las papeletas para
convertirse “en un auténtico mercado de referencia del gas en España y en
GAS
Energía
Medidas regulatorias
adicionales y mercado
paralelo de futuros
■ La incorporación o no de medidas
regulatorias adicionales que obliguen a
los operadores a operar determinados
volúmenes mínimos en este mercado
Fábrica de cerámica de biogás. EE
podría ser “crucial en el desarrollo y
evolución del mercado organizado del
gas”, según Javier Anzola, director
general de Negocios Liberalizados de
Viesgo. Como medida clave, Anzola
también señala “el desarrollo paralelo de
un mercado de futuros cuyo subyacente
sea el mercado de gas spot” -ya que
podría facilitar el incremento de volumen
de gas transaccionado en este mercado-,
así como la posibilidad de “incluir una
cámara de compensación que ayudaría a
motivar a los diferentes traders y
comercializadores europeos”.
Europa, logrando en el corto plazo un desarrollo sin precedentes, y en el que
los consumidores tendrán un papel clave”, e insta a la administración, al
regulador y al propio sector gasista a que “intensifiquen el trabajo y se doten
de los mecanismos necesarios para responder a los objetivos nacionales”.
La experiencia de Europa en el desarrollo de mercados similares, ayudará
a la consolidación estructural de Mibgas, comenta Rodríguez, “permitiendo
incrementar el volumen negociado en progresión geométrica, el número de
operaciones y de agentes, y posibilitando la conversión, competencia y
referencia en toda la cadena de suministro”. El representante de la
asociación señala la importancia que tiene para la competividad de las
actividades energética e industrial en España la participación en Mibgas,
especialmente para la cogeneración, que consume el 22% del gas del país,
es decir, el 40% de todo el consumo de gas de la industria en España.
41
Energía
GAS
La bombona de
butano sube más
de un 3,3%
Unión Fenosa
invierte 600.000
euros en Lugo
La UE destinará 1,5
millones de euros
al proyecto MidCat
Las centrales de
gas europeas
registran ganancias
Bruselas investiga
a España por
el proyecto Castor
El precio máximo de la
bombona de butano ha
subido un 3,3 por ciento a
mediados de mes. Desde el
pasado 19 de enero, el
precio por unidad es de
13,1 euros, impuestos
incluidos, en lugar de los
12,68 euros fijados en la
anterior revisión bimestral.
De esta manera, la
bombona de butano rompe
con la tendencia bajista que
le había llevado a acumular
una caída de hasta casi
cinco euros con respecto a
los 17,5 euros de mayo de
2013.
Unión Fenosa Distribución,
ha invertido cerca de
592.000 euros en
actuaciones y obras de
mejora de instalaciones
eléctricas en Media Tensión
en parroquias de los
municipios de Castroverde,
O Corgo, Cervantes y
Navia de Suarna, en la
provincia de Lugo. La
compañía pondrá en
servicio próximamente la
línea de Media Tensión
Cervantes-Navia de Suarna
y la nueva salida de la
subestación de Corgo hacia
Castroverde.
La Unión Europea dedicará
1,47 millones de euros del
presupuesto comunitario al
gasoducto MidCat, que
unirá Cataluña con el sur de
Francia. Esta financiación
se enmarca dentro de una
inversión comunitaria más
amplia de 217 millones de
euros para un total de 15
proyectos destinados a
mejorar las interconexiones
energéticas entre los
Estados miembros de la
Unión. Esta cantidad,
permitirá cubrir parte de los
estudios técnicos para su
construcción.
Los bajos precios del gas
en Europa, han provocado
que las centrales eléctricas
a gas natural de dos de los
mayores consumidores de
energía europeos estén
registrando ganancias de
nuevo. La rentabilidad de la
planta de gas alemana ha
alcanzado hace unos días
su máximo desde febrero
de 2012, mientras que, en
Francia, las unidades de
gas que generan energía
son rentables desde hace
varias semanas, el periodo
de tiempo más largo en los
últimos cuatro años.
La CE ha solicitado
información a España sobre
la indemnización a Escal
UGS, concesionaria del
almacén subterráneo de
gas Castor, en el marco de
unas investigaciones
preliminares para
determinar si esta
compensación supone o no
una ayuda ilegal de Estado.
No se trata de una
investigación formal, sino
de un paso previo que
podría desembocar en la
apertura de una
investigación en
profundidad.
OPINIÓN
42
Energía
La sociedad del conocimiento:
amenaza u oportunidad
Manuel Doblaré
Director de Abengoa Research
Algunas características
que definen
la ‘sociedad del
conocimiento’ son
la globalización,
la importancia de
la información y de
las comunicaciones y
el creciente valor
económico del
conocimiento
H
oy el futuro ya no es como era antes”, según una
conocida frase, al parecer de autoría grafitti. Y no
lo es porque el crecimiento exponencial de la
tecnología, junto al acceso ubicuo e inmediato de
la información y el desarrollo de grandes zonas
del planeta que, hasta hace poco, se encontraban fuera de los
canales de crecimiento, están conformando cambios
económicos, laborales, sociales, educativos, políticos y de
relaciones internacionales tan fuertes, que muchos pensadores lo
identifican con un punto de discontinuidad de la civilización tal
como la conocemos -una singularidad de la historia como la
define Ray Kurzweil-.
Aunque se han utilizado muchos términos para definir esta
sociedad que se nos avecina, quizá sea el de “sociedad del
conocimiento” el que mejor la identifica. Algunas de sus
características más definitorias son la globalización, la
importancia de la información y de las comunicaciones y el
creciente valor económico del conocimiento y su traducción en
tecnología y bienes de alto valor añadido a través del ciclo de
formación-investigación-innovación.
La integración que supone la globalización afecta a todos los
campos: económico, comercial, político, cultural y lingüístico. Sin
embargo, en aparente oposición a este fenómeno centrípeto, se
está produciendo en paralelo otro movimiento centrífugo
consistente en el resurgir de las identidades regionales y la
revaloración de las tradiciones culturales, las lenguas o la religión
como valores identitarios.
En lo social, la mejora de las comunicaciones y el acceso a la
información producen movimientos migratorios de gran calado
que, al margen de su dimensión humanitaria, obligan a una
gestión de la diversidad con problemas bien conocidos, pero
también con la riqueza inducida por el intercambio de valores y
tradiciones.
Otra consecuencia es la exigencia creciente de la sociedad de
una mayor responsabilidad e implicación en la toma de
decisiones y en su supervisión a través de agentes sociales
estructurados -partidos de nuevo cuño, ONG, asociaciones
científicas y profesionales, instituciones educacionales- o de otros
más difusos como el movimiento de indignados.
Todo lo anterior está conduciendo a sociedades con un nivel
de incertidumbre desconocido en prácticamente todos los
campos: empleo, seguridad, estabilidad cultural y valores, con el
peligro de reacciones de miedo disfrazadas, a veces, de
ideologías fascistoides. Pero, a la vez, está abriendo caminos a
43
sociedades culturalmente más ricas, socialmente más
responsables y mucho más adaptables.
La economía no es ajena, en modo alguno, a estos cambios.
Los aceleradísimos cambios tecnológicos están conduciendo a
una dependencia cada vez mayor del nivel de riqueza de una
comunidad concreta respecto de la creación, difusión y
explotación del conocimiento y, con ello, a la necesidad de una
inversión creciente en formación y en I+D, así como a la
promoción de negocios intensivos en tecnología. El crecimiento
actual de un país o región no puede entenderse a partir de los
factores tradicionales de producción: capital, tierra, trabajo; sino
que, en gran parte, son consecuencia de la capacidad para
generar, acumular, usar y difundir conocimientos y tecnologías.
Los números no dejan lugar a dudas. El Banco Mundial calculó
que los 29 países que en 1999 concentraban el 80 por ciento de
la riqueza total del planeta debían su bienestar, en un 67 por
ciento, al capital intelectual -educación, investigación científica y
tecnológica, sistemas de información-, en un 17 por ciento a su
capital natural -materias primas- y en un 16 por ciento a su capital
productivo -maquinaria, infraestructuras-. Y, desde entonces, esta
tenencia no ha hecho sino crecer.
Cada vez es más corto el tiempo que va del descubrimiento
científico al uso generalizado del mismo, seguido de la inevitable
obsolescencia tecnológica. Hay estudios que predicen que el 40
por ciento de los productos y servicios que existen hoy en día
desaparecerán en cinco años y todavía no se conoce el 50 por
ciento de los que para entonces surtirán el mercado.
Otras muchas cifras y tendencias apuntan también hacia esta
desmaterialización de la economía e indican con igual claridad
Energía
OPINIÓN
que el nivel de vida de las sociedades avanzadas depende
crecientemente de su eficacia en la formación, de la calidad de su
investigación e innovación, de su capacidad para la creación y
mantenimiento de sistemas de almacenamiento, procesado y
acceso a la información y, en fin, de su capital intelectual.
Globalización, diferenciación, desmaterialización y
desectorialización son palabras de la nueva economía que
caracteriza la sociedad del conocimiento. Como consecuencia,
paulatina pero inexorablemente se van modificando los
esquemas de la división internacional del trabajo. Así, la
economía del conocimiento representa una gran oportunidad
para países y regiones con pocos recursos naturales pero con
recursos humanos de calidad: Israel, Dinamarca, Suiza, Corea,
Singapur, son algunos ejemplos.
La consecuencia en el empleo es la demanda de nuevas
destrezas y habilidades más cercanas a la capacidad de
innovación que al trabajo tradicional, lo que exige, a su vez, una
formación diferente, y un aprendizaje continuo. Además, la
creciente democratización de las decisiones inducida por el
mayor acceso a la información y la dispersión de los foros de
responsabilidad exige también un nivel de formación de los
individuos y colectivos que no tiene precedentes.
Como resumen, en cualquier comunidad -y España no es una
excepción sino un ejemplo paradigmático-, es imprescindible
abordar cambios profundos en la educación que permitan lo que
podríamos denominar una nueva alfabetización tecnológica
integral, que ha de ir unida a la formación cultural y de valores.
Sólo así podremos llegar a hablar de una nueva sociedad
adaptada a las demandas de un futuro que ya es presente.
Manuel Doblaré
Director de Abengoa Research
Según el Banco
Mundial, los 29 países
que en 1999
concentraban el 80 por
ciento de la riqueza total
del planeta debían su
bienestar, en un 67%, al
capital intelectual, en un
17% a su capital natural y
en un 16% a su capital
productivo
44
Energía
ENTREVISTA
RAFAEL
MARTELL
Presidente de la Asociación
Eólica de Canarias (Aeolican)
CONCHA RASO
La eólica parece que empieza a despuntar en Canarias. El presidente de
Aeolican, Rafael Martell, se muestra muy satisfecho por el elevado número
de proyectos que se van a construir en las Islas en los próximos dos años y
aboga por el desarrollo del resto de renovables. Por otra parte, teme que el
RD de Autoconsumo haga inviable la desalación con eólica en Canarias.
El pasado 31 de diciembre, se inscribieron en el cupo abierto por
Industria 422 megavatios de los 450 autorizados ¿Están satisfechos
con el resultado?
Es una gran cifra. Ni las estimaciones más optimistas daban cifras tan altas;
pero, finalmente, el esfuerzo de administraciones y promotores ha dado sus
frutos. Aunque los 422 megavatios son provisionales, el alto nivel de
inscripción demuestra el interés y la necesidad de apostar por la eólica.
Los promotores se han quejado de que el plazo dado por Industria para
inscribir los proyectos ha sido insuficiente. ¿Qué opina al respecto?
Desde Aeolican siempre hemos dicho que en Canarias, dado el ahorro que la
eólica produce al sistema, no deberían existir plazos temporales, sino
EE
“La desalación eólica en Canarias corre serio peligro.
El Decreto de Autoconsumo la hace inviable”
45
Energía
ENTREVISTA
técnicos. Se debería instalar toda la energía renovable que la red sea capaz
de soportar y, llegado a ese límite, ejecutar las acciones necesarias para
seguir instalando más. También defendemos que toda esta energía debe
recibir un complemento al ahorro de manera indefinida.
¿Cuántos proyectos del ‘Concurso Eólico 2007’ han entrado en el
cupo?
Me consta que han sido algunos. Lo sabremos cuando el Ministerio publique
la lista definitiva, que esperemos sea pronto. Excepto en Gran Canaria, los
trámites judiciales finalizaron hace tiempo y todos los parques que obtuvieron
autorización en dicho concurso estaban en buena disposición para inscribirse
en el cupo; y espero que lo hayan hecho. Todos los proyectos tienen un plazo
de puesta en marcha de 24 meses; ahora deberán continuar la tramitación y
la construcción de los parques.
Pero antes tendrán que estar listas las subestaciones.
Faltan por construir infraestructuras de evacuación. Son proyectos que se
están tramitando y para los que el Gobierno ha aprobado importantes
partidas económicas. Red Eléctrica se ha comprometido por escrito a
ejecutar todas las infraestructuras necesarias antes de la fecha límite o, en su
caso, buscar alternativas temporales en cada nudo.
¿Dónde se ubicarán los nuevos parques?
En todas las islas, excepto en El Hierro, que con el proyecto de Gorona de
Viento ya tiene toda la potencia eólica posible. Se concentrarán, sobre todo,
en Gran Canaria y Tenerife, pero también en Lanzarote y Fuerteventura
(unidas éstas últimas eléctricamente). El Gobierno canario está tramitando la
ejecución de una segunda línea de transporte de Fuerteventura, que dará
más estabilidad a las redes y a la evacuación de los parques.
¿Hay algún proyecto ‘offshore’?
Según el viceconsejero, hay 19 megavatios offshore tramitados que se han
incluido en el cupo. Debemos avanzar en este tipo de proyectos dadas las
restricciones y protecciones del territorio, aunque no tiene mucho sentido
hacerlo de manera masiva, por ahora, hasta que no tengamos cubierta toda
la potencia posible tierra adentro -que es mucha-, dado el tamaño de los
nuevos aéreos y sus elevadas potencias. La alternativa evidente son las
repotenciaciones, que aquí en Canarias, por el ahorro, son muy necesarias.
EE
“Los 422 MW
de Canarias
demuestran la
necesidad de
apostar por la
eólica”
“Podríamos
llegar al 21%
de penetración
con renovables
en las islas
Canarias”
“El resultado de
la subasta eólica
ha sido extraño.
Lo importante
es instalar esa
potencia”
¿Han calculado qué porcentaje representarán las renovables en las
islas respecto al total de la demanda energética?
Podríamos llegar hasta el 21 por ciento de penetración, lo que supone un
enorme avance desde el escaso 6 por ciento actual. Esto supondrá una
cobertura importante, ya que con la potencia instalada actualmente -y con los
vientos alisios en su apogeo-, se llegó a una cobertura del 15 por ciento de la
demanda en Gran Canaria, lejos de las coberturas máximas peninsulares; y
dado los precios de los combustibles fósiles, es imperioso aumentar la cobertura
renovable en Canarias. Los proyectos de almacenamiento o el avance en
baterías, facilitarán el aumento de esta penetración, aumentando el ahorro.
¿Qué beneficios tendrá para las islas la puesta en marcha de los
nuevos parques?
El más importante es el ahorro que generarán por la menor demanda de
combustible de las térmicas convencionales, lo que reducirá las partidas
presupuestarias destinadas a sufragar estos costes y la factura eléctrica de los
consumidores. A nivel medioambiental, se evitará la emisión de gases
contaminantes; pero es que, al no importar combustibles, mejoraremos nuestra
oferta turística, tanto en calidad como en competitividad, con lo que evitaremos
desviar parte de los beneficios que genera dicha actividad a los países
productores de petróleo, pudiendo ser reinvertidos y generando valor añadido.
¿Qué opina del resultado de las subastas eólica y de biomasa
celebradas a mediados de este mes?
Extraño sin duda. AEE hizo un informe de las subastas eólicas que se habían
realizado en Europa en la última década y el porcentaje de potencia
subastada versus potencia instalada final era espantoso, con porcentajes
muy bajos, en algunos casos inferiores al 8 por ciento. Todas las
conclusiones que se saquen ahora no tendrán mucho recorrido, porque lo
importante es la potencia finalmente instalada y en qué manera esa potencia
mejorará el sistema. Ya sabemos que la potencia subastada no recibirá
primas, por lo que no generará déficit, lo cual es una buena noticia, pero nos
alegraremos cuando se instale. También he leído en prensa de la inviabilidad
de estos proyectos, aludiendo a algún tipo de trama conspiratoria. En
cualquier caso, lo sabremos en unos años, aunque es posible que ya no
estén los mismos actores, ni para pedir explicaciones -en caso de escasa
instalación-, ni para celebrarlo -en caso de una alta construcción de parques
sin prima-. En Canarias, las subastas a la baja son inviables.
46
Energía
ENTREVISTA
al sistema. El Gobierno liberó a los autoconsumidores canarios de parte de
los costes derivados del mismo, el peaje de respaldo. De la misma manera,
debería liberar a los autoconsumidores de limitaciones de potencia o de
exportación de energía; al fin y al cabo, toda la energía que se genere y se
vierta a la red a precio de pool será más barata que cualquier otra, incluida la
eólica con cupo.
Además de la eólica, ¿qué otro tipo de renovables considera que
podrían desarrollarse en las Islas?
Todas. Existen proyectos de geotermia y aerotermia en marcha en hoteles y
piscinas públicas y también de energía mareomotriz. Pero yo soy más
partidario de no reinventar la rueda. Canarias es el territorio con mayor
número de horas de sol del Estado y con los costes de generación eléctrica
más altos y, sin embargo, es difícil encontrar placas solares térmicas en
casas, tejados o azoteas. La mayoría de la población sigue calentando el
agua con bombonas de butano o termos eléctricos. Y no es por falta de
convencimiento, ya que la población está a favor de las renovables y en
contra del petróleo; es una dolorosa realidad basada en la desinformación,
falta de planes de financiación y en inmovilismo grupal. Debemos trabajar en
este sentido. Lo mismo podríamos decir de los paneles fotovoltaicos que, a
nivel doméstico, han sido excluidos de cargos en el RD de Autoconsumo.
EE
¿Cómo cree que afectará a las plantas desalinizadoras en las islas la
limitación del RD de Autoconsumo sobre el uso de la eólica para la
desalación del agua?
Muchísimo. El problema es que la desalación requiere grandes cantidades
de energía y, casi toda, la generamos mediante combustibles fósiles. De
alguna manera, nos duchamos con petróleo. La desalación eólica tiene más
de 15 años de experiencia en las islas. Es un modelo de éxito que sólo
aporta ventajas: ahorro en la factura para el titular de la instalación y también
para el sistema eléctrico, menos emisiones contaminantes y agua de calidad
para nuestros cultivos. Sin embargo, el RD900 acaba con este maridaje de
éxito, ya que muchas plantas desaladoras tienen más potencia instalada que
la potencia contratada, no con la intención de convertirse en generadores,
sino de maximizar ahorros. Ahora tendrán que reconvertirse o adaptarse, lo
que las hace, en muchos casos, inviables. En Canarias, dados los costes de
combustibles, no tiene sentido limitar el autoconsumo, ya que produce ahorro
“Las desaladoras
van a sufrir las
consecuencias
del RD de
autoconsumo”
“Estamos
potenciando el
uso del coche
eléctrico entre
los usuarios”
¿Y la movilidad eléctrica? ¿Tiene cabida en las Islas?
Es otro compañero de viaje de las renovables. Yo tengo un coche eléctrico
desde hace más de un año. Por las distancias que se pueden recorrer en las
islas, el coche eléctrico satisface casi el 100 por ciento de las necesidades de
los particulares. Al igual que con la eólica, el vehículo eléctrico produce un
doble ahorro en Canarias: es más barato para el usuario, pero si los
recargamos con renovable es mucho más barato para el sistema, evitando
déficit y contaminación; también aporta un plus a la oferta turística. Hay
empresas de alquiler de coches eléctricos en las islas y más demanda por
parte de turistas, sobre todo nórdicos. Además, por el modo de uso habitual
del coche privado, el vehículo eléctrico casa perfectamente con la eólica,
aumentando la demanda nocturna con las recargas y evitando el valle de
demanda nocturno. Al igual que con las placas solares térmicas, hay mucha
desinformación y miedo a lo desconocido que debemos contrarrestar, dando
ejemplo desde las instituciones. Los alcaldes de las comarcas del sureste de
Gran Canaria tienen coches eléctricos oficiales desde hace meses.
El compromiso con
nuestros trabajadores
es lo primero
En Gas Natural Fenosa no invertimos
en palabras como “compromiso”, sino
en seguir formando a través de nuestra
Universidad Corporativa.
Por eso nuestros más de 22.000
empleados están orgullosos de
pertenecer a una de las mejores
compañías para trabajar en España*,
y en la que el 94% de su plantilla es fija.
Porque lo importante no es
lo que dices, es lo que haces.
www.gasnaturalfenosa.es
*Según datos de Actualidad Económica 2015
y Merco Personas 2014.
de
s
á
m
o
d
r
i
a
rt
e
m
r
v
o
n
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f
s
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par
Hem
€
es.
r
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o
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d
s
a
j
e
n
a
o
b
11 mill de nuestros tra
al 97%
48
Energía
EVENTOS
Arriba, de izquierda a derecha: Rubén Esteller, jefe de redacción
de ‘El Economista’; Juan Antonio Labat, director general de
Feique, y Alberto Martín-Rivals, socio responsable del Sector
Energíade KPMG. Abajo, de izquierda a derecha: Teresa Rasero,
secretaria general del Grupo Air Liquide en Iberia, y José Manuel
Martínez, director de Petroquímica de Cepsa. ELISA SENRA
EL EXCESO DE REGULACIÓN
FRENA AL SECTOR QUÍMICO
La industria química española está sujeta a 80 normativas ambientales diferentes. El sector pide un
pacto de Estado para rebajar la tarifa eléctrica y hacer más competitivas a las empresas
EVA DÍAZ
D
esde una taza, a un folio o una botella, la industria química
representa casi la totalidad de los objetos que rodean la
cotidianidad y, sin embargo, es una de las menos visibles del
país. Este sector es el segundo más importante de la industria
española y consiguió ingresar el año pasado una cifra superior
a los 58.000 millones de euros -58.300 millones en total-. “La esperanza de
vida ha pasado de los 40 a los 80 años, eso es la industria química y no una
chimenea echando humo”, defendió Juan Manuel Martínez, director de
Petroquímica de Cepsa.
49
Energía
EVENTOS
Bajo el título La Química en la Economía Española, elEconomista realizó el
pasado mes de diciembre un Observatorio impulsado por Cepsa en el que se
discutió la necesidad de reducir la tarifa energética, el objetivo de conseguir
una mayor competitividad fuera de las fronteras, la obligación de los
diferentes partidos de hacer un pacto de Estado para proteger la industria y la
importancia de la calidad y estabilidad laboral para el crecimiento del I+D.
El encuentro contó con la participación de Juan Antonio Labat, director
general de Feique -Federación Empresarial de la Industria Química
Española-; José Manuel Martínez, director de Petroquímica de Cepsa;
Alberto Martín-Rivals, socio responsable del sector Energía en KPMG y
Teresa Rasero, secretaria general del grupo Air Liquide en Iberia. Todos
coincidieron en una premisa común: si no hay industria, no hay crecimiento
económico detrás.
“La química crece un 4,5 por ciento al año a nivel mundial, debemos crecer
lo mismo en España, esa es la gran batalla que tenemos que librar”, aseguró
José Antonio Labat, director general de Feique. El sector es consciente de
que quedan muchos campos por conquistar y uno de ellos es la
competitividad, un factor en el que influyen varios aspectos como el coste de
la energía.
“Tenemos la cuarta o quinta electricidad más cara de Europa, también el
gas. Estamos un 20 por ciento por encima de la Unión Europea; o
empezamos a descargar la tarifa eléctrica o nuestra industria va a sufrir”,
reclamó Alberto Martín-Rivals, socio responsable del sector Energía de
KPMG. La industria carga con decisiones históricas que han marcado los
actuales y elevados costes en la energía. “Necesitamos un pacto de Estado
para que la deficiencia de nuestras empresas energéticas se traduzca en
precios más bajos”, afirmó Martín-Rivals.
La apuesta por el pacto de Estado fue la opinión general entre los cuatro
ponentes, incluso a nivel educativo. Una situación que evidencia el agravio
entre otros países europeos y España. “El 48 por ciento de la población
adulta de nuestro país no tiene bachiller. Así es imposible que seamos un
país industrial. El dato en Alemania baja al 15 por ciento”, aseguró el socio
responsable de Energía de KPMG.
Las frases
Regulación ambiental
José Manuel Martínez
Otro de los grandes hándicaps del sector es la masificación de normativas
ambientales y sus permanentes modificaciones. Teresa Rasero, secretaria
general del grupo Air Liquide en Iberia, recordó que hay 17 comunidades
“Debemos transmitir a la sociedad que
la química es progreso y cambio de
vida”
Juan Antonio Labat
Director general de Feique
“La química crece un 4,5 por ciento al
año en el mundo, debemos conseguir lo
mismo en España”
autónomas, cada una con sus regularizaciones, lo que supone que, en
ocasiones, haya que adaptar la actividad a cada una de las regiones. “La
coordinación a nivel estatal es básica para que la industria crezca”, pidió Rasero.
Por su parte, el director de Feique aseguró que, actualmente, hay 80
normativas ambientales distintas y culpó a esta situación del bajo crecimiento
de la industria nacional en comparación con la evolución de la industria
global. “Es de nuestro interés cumplir lar normas, pero no tiene sentido que
varíen del País Vasco a Canarias -criticó José Manuel Martínez-. Queremos
un mercado conjunto, no un reino de taifas en el que en cada sitio haya
normativas distintas”.
Martín-Rivals aseguró que porque se tenga la imagen de que una refinería
o una planta va a estar en un lugar para siempre, no significa que haya que
ponerle más normativas: “No se dan cuenta de que la producción no va a ser
la misma, esta industria es igual que todas, si se ponen facilidades, generará
más empleo”.
Los ponentes pidieron hacer pedagogía porque no se trata de humo y
chimeneas: “La energía existe porque existe la química, al igual que las
vacunas. Hay quien no se quiere vacunar porque considera que supone un
riesgo; bueno, pues nosotros bajamos ese riesgo”, aseguró el director de
Feique.
Bajo la sensación de que hay más planes ambientales que industriales a
medio plazo, el director de Petroquímica de Cepsa afirmó que en España se
cumple la regulación ambiental, se protege el medio ambiente, pero también
es consciente que si se sobrerregula la industria, ésta se irá a otros países
donde no haya esas condiciones: “Eso sería una actitud hipócrita porque
estamos en un mundo único”, lamentó.
El represente de Cepsa recordó que la población debe saber que una
antorcha con una llama no afecta a la vida de las personas. La industria es
responsable del 20 por ciento de la contaminación, el otro 80 por ciento
corresponde a los ciudadanos.
Empleo
Director de Petroquímica de Cepsa
La industria química actualmente da trabajo directo a 189.400 personas.
“Tenemos un 95 por ciento de empleo fijo”, aseguró Labat, mientras que José
Manuel Martínez remarcó que una de las ventajas de la industria española es
“el talento”.
La mano de obra no es barata, ni incluso cuando se sale del país. Todo lo
contrario, el director de Petroquímica de Cepsa aclaró que el objetivo es otro:
50
“Si estamos en Shanghai (China) es porque allí es donde está el mercado.
Es una ventaja que las empresas vayan a otros países mientras que se
paguen los impuestos en España”.
En lo que respecta al empleo se trata de productividad. “Facturamos más
de 350.000 euros por trabajador, esta es una de las industrias más
productivas”, destacó el director general de Feique, Juan Antonio Labat. La
estabilidad, además, es esencial para la potenciación del I+D. La
representante del grupo Air Liquide en España, Teresa Rasero, insistió en
que un empleado debe sentirse seguro en su puesto de trabajo para poder
desarrollar el talento.
La industria química supone el 25 por ciento del I+D de España, según
Martín-Rivals de KPMG, y eso se traduce en el número de patentes. Por su
parte, Teresa Rasero destacó que “tenemos más de 300 patentes todos los
años a nivel mundial”, mientras que Martín-Rivals, destacó que también es
importante el tamaño si se habla de investigación. “Hay que desmitificar el roll
de la pequeña empresa, el tamaño importa porque las grandes empresas
tienen más capacidad de invertir. O fomentamos empresas más grandes o
no vamos a ganar la carrera del I+D”.
Protección de la industria
El sector reclamó al Ejecutivo que proteja la industria igual que lo hacen otros
países de la UE como Alemania. Uno de los ejemplos más concretos es el de
las ayudas indirectas a las empresas por los derechos de emisión.
España inició en 2013 un programa de ayudas estatales para compensar a
las empresas de elevado consumo eléctrico que están más expuestas a
riesgos de fuga de carbono por los costes de las emisiones indirectas. La
ayuda actualmente asciende a 5 millones de euros, mientras que Alemania
aporta a sus industrias 800 millones de euros y los belgas más de 100
millones. “La Unión Europea permite esta desigualdad, aún no hemos
conseguido regular esta situación”, reprochó Juan Antonio Labat.
El asunto confluye por segunda vez en el problema del elevado coste de la
energía. “Tenemos 10.000 millones de euros de sobrecoste en el sistema
eléctrico que hay que pagar. En ellos se incluye las primas a las renovables,
3.000 millones anuales del déficit de tarifa, u otros 3.000 millones por
impuestos eléctricos. Así es inviable ver la solución para que se rebaje la
tarifa eléctrica”, señaló Labat. Y, como en una espiral, de nuevo los ponentes
volvieron a reclamar la necesidad de un pacto de Estado, pero de todos los
partidos, y no sólo durante una legislatura.
Energía
EVENTOS
Las frases
El director de Petroquímica de Cepsa aseguró que la industria necesita
metas claras y una proyección para el futuro que les permita salir de una
situación inestable como la de la crisis económica. Por su parte, Rasero
aclaró que, a nivel de competitividad interna, las empresas ya están haciendo
los deberes todos los días. “Ahora necesitamos un entorno que nos facilite la
competitividad con otros países europeos”. Por su parte, Juan Antonio Labat
incidió: “No vemos una luz para crecer al mismo ritmo que hemos perdido”.
Exportaciones
Teresa Rasero
Secretaria general del Grupo Air Liquide
“La estabilidad laboral es importante
para desarrollar el talento y así
potenciar el I+D”
Alberto Martín-Rivals
Socio responsable de Energía de KPMG
“La electricidad es un 20 por ciento
más cara que en la UE; si no reducimos
la tarifa, la industria va a sufrir”
Como dato positivo, el sector acumula desde 2008 un crecimiento en
exportaciones del 45 por ciento, aportando en 2015 unos ingresos de 32.920
millones de euros. EEUU es un cliente fundamental y los 46 puertos que hay
en España, los mejores aliados. Las exportaciones en química avanzada
hacia el continente americano continúan creciendo hasta suponer ya una
facturación de 3.000 millones de euros. “Tenemos capacidad de generar
expectativas muy altas para la exportación”, explicó el director general de
Feique, y en el logro merece también especial atención la
internacionalización de las pequeñas empresas del sector.
La necesidad de vender fuera sus productos durante los años más
complicados de la crisis económica ha permitido al sector mantenerse y
ahora empezar a crecer. “A la fuerza ahorcan, pero la verdad es que han
sabido salir al mercado de una manera muy competitiva”, destacó el director
general de Feique. Aún así, la industria visualiza un horizonte de
adquisiciones y fusiones para seguir creciendo, como la reciente unión entre
Dupont y Dow Chemical, las dos multinacionales de mayor tamaño del sector
químico en EEUU.
El futuro también pasa por el desarrollo de cuatro grandes áreas. Juan
Antonio Labat las resumió en “energía para todos, conseguir potabilizar el
agua más rápido y mantenerla limpia más tiempo, hacer las ciudades más
eficientes y centrarse en lo que llama el jefe azul: alimentación y salud, eso
es vital”. Teresa Rasero, de Air Liquide, coincidió en que esos son los ejes en
los que más se está invirtiendo. “Tenemos una perspectiva de crecer entre un
3 y un 4 por ciento, aunque también necesitamos que el entorno y las
políticas nos acompañen. Somos futuro, pero podemos serlo aún más”.
José Manuel Martínez, director de Petroquímica de Cepsa, recordó que lo
primero que hace una persona para dar un paso en calidad de vida es
comprarse una lavadora. “Eso es química”. Y sentenció: “Debemos transmitir
que la química es cambio de vida y progreso”.
52
Energía
EL RADAR
Evolución de la cotización del crudo
Dólar por barril
West Texas/EU
Brent/Reino Unido
58,92
50,05
49,24
49,59
51,63
58,15
58,15
52,46
45,25
46,28
46,12
35,62
ENE.
FEB.
MAR.
ABR.
MAY
JUN.
JUL.
AGO.
2015
SEP.
OCT.
NOV.
DIC.
51,08
51,93
60,75
57,14
64,62
61,33
57,19
49,49
33,20
ENE.
48,88
49,45
47,91
37,93
ENE.
FEB.
MAR.
ABR.
2016
MAY
JUN.
JUL.
AGO.
SEP.
OCT.
NOV.
2015
Fuente: Revista Energíahoy.
El precio del barril de petróleo comenzó la última semana de enero por encima de los 30 dólares, aunque pronto
los perdió. Una volatilidad que los expertos achacan al exceso de producción y a la vuelta de Irán al mercado
L
ENE.
2016
elEconomista
EL BARRIL DE BRENT OSCILA
EN LA BARRERA DE LOS 30 DÓLARES
os nuevos estímulos del Banco Central Europeo
han dado resultado. El crudo Brent iniciaba su
cotización la última semana del mes de enero con
importantes subidas, aunque el primer día -25 de
enero- se desarrolló con fuertes vaivenes en el
precio que, finalmente, hizo caer la cuota por debajo de los 30
dólares barril.
Por su parte, el precio del barril de crudo Texas, de
referencia en EEUU, comenzaba su cotización en la jornada
del 25 de enero con un precio de 32,74 dólares, frente a los
DIC.
31,66
32,19 del cierre del viernes anterior.
Los analistas siguen insistiendo en que el excedente de
producción mantendrá al mercado en una situación de
inestabilidad en los precios, al menos, durante los seis
primeros meses del año.
La vuelta al mercado mundial de crudo de Irán tras la
finalización del embargo, tampoco ayudará a que los precios
se estabilicen. La Agencia Internacional de la Energía (AIE)
prevé que el número de barriles diarios de petróleo iraní podría
llegar a los 600.000 en la primera mitad de 2016.
Acceda a los cuadros del petróleo más
completos de la mano de Energía Hoy
Energía
OPINIÓN
54
EL PERSONAJE
el zoo
energético
Por Rubén Esteller
Eurovegas o la
refinería de Asturias
E
EE
l Ministerio de Asuntos Exteriores, que dirige José Manuel García
Margallo, ha dado carta de naturaleza al proyecto de construcción de una
refinería en España por parte de Irán y con algunos socios españoles.
Margallo apuesta por Algeciras como principal destino de la inversión -que
rondaría los 3.000 millones de euros- pero la república islámica y su socio Magtel
parecen inclinarse más por Huelva, donde la compañía andaluza parece tener
unos terrenos. En cualquier caso, en estos momentos, en el sector petrolero
español parece que nadie se cree la propuesta. Las petroleras recuerdan que
sobra capacidad instalada en Europa y que hay una cantidad importante de
plantas que pueden cerrar, lo que probablemente además de las sanciones
impuestas a Rusia forzara la marcha atrás de Rosneft que supuestamente
también estuvo interesada en un proyecto similar.
Dentro de este debate los más atrevidos comparan ya este proyecto con
Eurovegas que finalmente se quedo en un desideratum tras largos meses de
debates y discusiones, además de en un pequeño show político.
Los más veteranos del lugar además tirán de la ironía y recuerdan que ya se
intentó también una propuesta similar para construir una refinería en el puerto de
El Musel en Asturias que también acabó en agua de borrajas o el reciente intento
del Grupo Gallardo que ha chocado con los permisos ambientales en dos
ocasiones.
Si a todo este escenario le añadimos que el socio de los promotores iraníes
parece que no cuenta con los apoyos económicos necesarios y que nada se
sabe de la supuesta reunión que estos iban a mantener con el ministro de
Economía, Luis de Guindos, el asunto de la refinería parece un objetivo muy
alejado de la realidad. A su favor cuenta, no obstante, que Irán tiene que
recuperar cuota de mercado a toda costa y Arabia Saudí no se lo pondrá nada
fácil para conseguirlo.
Jorge Lanza
Consejero delegado de CLH
Jorge Lanza acaba de asumir el cargo de consejero delegado de CLH. La
compañía tiene que afrontar un proceso de crecimiento en los próximos
años. Tras la salida de la petroleras del capital, el reto de Lanza será seguir
adelante con los principales puntos del plan estratégico de la compañía.
CLH quiere reforzar la eficiencia y mejorar la internacionalización. La
compañía está a punto de cerrar un importante acuerdo para desembarcar
en el aeropuerto de Dublín en el que invertirán 40 millones, al tiempo que
prevé poner en marcha una parte de la inversión en Omán en el primer
semestre de este año. La compañía espera también el informe de la CNMC
sobre la metodología de sus precios.
LA CIFRA
40,55
euros
Los futuros de Omip marcaron un mínimo histórico
de 40,55 euros el pasado 21 de enero para el año
2017. Los precios del mercado mayorista se están
beneficiando de una mayor cantidad de agua y viento
en los primeros compases de año, lo que provocará
que en la comparación con el ejercicio pasado se
aprecie una reducción de los precios de la
electricidad para el pequeño consumidor.
EL ‘RETUITEO’
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cuando haces clic el sistema
eléctrico hace crac’. El ebook, en
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