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Energía
E
1
elEconomista
Revista mensual
31 de marzo de 2016 | Nº 41
José Salmerón
Presidente de Armie
“Las asociaciones son grupos de intereses
vivos pero, a veces, no todos los que
las integran tienen los mismos objetivos” | P38
La isla de Gotland, favorita para la ubicación de
la nueva planta de Enagás y Fluxys en Suecia | P34
INDIA, NUEVO PARAÍSO
PARA LA INVERSIÓN EN
ENERGÍA FOTOVOLTAICA
Opinión:
Rodrigo Morell
Director general de Creara
P24
Álvaro Mazarrasa
Director general de AOP
P32
Las empresas españolas atentas: el país
cuenta con 6 GW de potencia y espera
superar los 100 GW en seis años | P6
SUMARIO
2
16. Electricidad
Fukushima ha costado
más de 80.000 millones
Actualidad
India tendrá potencia solar en
2022 para abastecer a España
Cinco años después del desastre, Tepco solo ha
El país cuenta, en la actualidad, con casi 6 GW de potencia
logrado desmantelar un 10 por ciento de la central
instalada y el objetivo de superar los 100 GW dentro de seis años
Energía
Electricidad
EEUU lidera el mercado del
almacenamiento de energía
En 2015 instaló 221 megavatios, nada menos que un 243 por
ciento más respecto a la capacidad instalada el año anterior
20. Renovables
La energía, clave en
las ciudades inteligentes
España se muestra muy dinámica en este campo
y ha puesto en marcha numerosos proyectos
26. Carburantes
Líderes en suministro de
combustible en aviones
06
12
34
38
Repsol, BP, Cepsa, además de CLH, prestan este
servicio en casi todos los aeropuertos españoles
32. Opinión
Álvaro Mazarrasa,
director general de AOP
El directivo de la Asociación defiende la normalidad en el mercado español de carburantes
Edita: Editorial Ecoprensa S.A. Presidente de Ecoprensa: Alfonso de Salas
Vicepresidente: Gregorio Peña Director Gerente: Julio Gutiérrez
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
Gas
La isla de Gotland, favorita para
la planta de Enagás en Suecia
La planta piloto, con tecnología Power to Gas, se sumará a la
treintena de plantas de estas características que hay en Europa
Entrevista
José Salmerón, presidente
de Armie
“Las asociaciones son grupos de intereses vivos pero, a
veces, los que las integran no tienen los mismos objetivos”
Energía
EDITORIAL
3
EL ILUMINADO
@eEEnergia
El almacenamiento de energía,
el salto tecnológico que viene
T
esla ha dado un paso atrás en el almacenamiento de energía.
La compañía que dirige Elon Musk ha retirado del mercado su
conocida Powerwall de 10 Kwh al considerar que sus 500
ciclos de carga -la mitad que algunos de su competidores- y el
precio impedían que resultase una solución competitiva, un
extremo que ya desde algunos foros se puso de relieve en el momento de
su lanzamiento.
Este hecho, no impedirá el desarrollo de soluciones de almacenamiento
distribuido, que contará con una inversión de 8.000 millones de dólares en
2026, ya que la combinación más usual -solar más almacenamiento- es
clave para acabar con algunas limitaciones de este tipo de energía, como la
intermitencia y la ausencia de producción por la noche. El almacenamiento
de energía también aumentará el mercado distribuido solar en 25
gigavatios anualmente en 2026. Una buena prueba de ello, es que las
baterías de ión-litio han sido las más utilizadas para nuevos proyectos en
todo el mundo, lo que supone el 51,2 por ciento de la nueva capacidad de
sistemas de almacenamiento y el 85,6 por ciento de la capacidad de
energía desplegada en 2015.
En el caso de Europa, el Gobierno federal de Alemania ha publicado los
detalles del nuevo programa de apoyo a los sistemas de almacenamiento
de energía solar. Desde el 1 de marzo de 2016 hasta el 31 de diciembre
de 2018, el Gobierno alemán proporcionará soporte para la compra de
baterías solares con una cantidad inicial de 500 euros por kilovatio pico de
capacidad fotovoltaica, lo que equivale al 25 por ciento de los costes
admisibles. Semestralmente, este valor descenderá un 10 por ciento hasta
finales de 2018.
En el caso del Reino Unido -según un informe elaborado por Carbon
Trust-, los sistemas de almacenamiento de energía podrían ahorrar unos
2.900 millones de euros al año al sistema de electricidad británico en
2030. Para ello, sería necesario eliminar algunas barreras que permitan a
esta tecnología alcanzar su
potencial. El estudio indica que el
ahorro podría llegar a los 8.600
millones anuales si el
almacenamiento se integrara
cuanto antes en el sistema de
electricidad como parte de la nueva
estrategia para la descarbonización.
Según el informe, si el 50 por ciento
de este ahorro se trasladara a los
clientes domésticos, el recibo de la
luz se reduciría 62 euros al año.
El crecimiento de los
sistemas de
almacenamiento de
energía no tiene
marcha atrás; la
prueba es que países
como Alemania han
comenzado a primar
su instalación en los
hogares
Miguel Antoñanzas
PRESIDENTE DE VIESGO
Sigue mostrando día a día su
apuesta por la innovación y
calidad en el trato a sus clientes,
así como las fórmulas
imaginativas para ganar cuota.
EL APAGÓN
Luis Delso
PRESIDENTE DE ISOLUX
La compañía tiene que vender su
participación en T-Solar, pero la
opción que tiene firmada con
Corpfin apenas le permitirá sacar
partido de la operación.
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Energía
AGENDA
4
Evento: Conferencia y Exp. Internac. AAPG 2016.
Organizan: AAPG y SEG.
Lugar: Barcelona.
Contacto: http://www.seg.org/web/ice-barcelona2016/about-seg/aapg
Evento: FIEMA Brasil 2016.
Organiza: Fundación Proamb.
Lugar: Río Grande do Sul. Brasil.
Contacto: http://www.fiema.com.br
Evento: Los retos de la fotovoltaica en el País
Vasco.
Organiza: Unef.
Lugar: Zamudio. Vizcaya.
Contacto: http://www.unef.es
Evento: Presentación del libro “Mercados y
Sostenib. para un sector energético competitivo”.
Organizan: Enerclub y Funseam.
Lugar: Paseo de la Castellana, 257. Madrid.
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: Feria de la Energía de Galicia.
Organiza: Xunta de Galicia.
Lugar: Silleda. Pontevedra.
Contacto: http://www.feiragalicia.com
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Evento: Taller “Análisis de los parques eólicos en
operación”.
Organiza: EWEA.
Lugar: Bilbao Exhibition Centre (BEC). Bilbao.
Contacto: http://www.ewea.org
Evento: Curso en Tecnología, Regulación y
Financiación de EERR en Latinoamérica.
Organizan: Enerclub y Cier.
Lugar: On line.
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: Hannover Messe 2016.
Organiza: Deutsche Messe.
Lugar: Hannover. Alemania.
Contacto: http://www.hannovermesse.de
Evento: Iceland Geothermal Conference 2016.
Organiza: Gekon.
Lugar: Reikiavik. Islandia.
Contacto: http://www.geothermalconference.is
Evento: Curso: Financiación de las tecnologías
en los distintos sectores energéticos.
Organiza: Enerclub.
Lugar: Paseo de la Castellana, 257. Madrid.
Contacto: http://www.enerclub.es
6
INDIA TENDRÁ POTENCIA SOLAR EN
2022 COMO PARA ABASTECER ESPAÑA
La energía solar en India tiene un gran potencial. La capacidad actual instalada no supera los 6 GW,
una cifra insignificante comparada con los 100 gigavatios que el Gobierno pretende alcanzar en 2022
CONCHA RASO
Energía
ACTUALIDAD
C
GETTY
on una población de más de 1.300 millones de habitantes,
India se ha convertido en el segundo país más poblado del
planeta por detrás de China -18 por ciento de la población
mundial-, aunque las previsiones apuntan que en el año 2022
pasará a ocupar la primera posición. A pesar de que la
economía india es la tercera más grande del mundo y el uso de la energía en
el país prácticamente se ha duplicado desde el año 2000, alrededor de un 20
por ciento de la población -unos 240 millones de personas-, no tienen aún
acceso a la electricidad.
XXXX
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Alrededor de las tres cuartas partes de la demanda de energía en India
procede de combustibles fósiles. El carbón sigue siendo la principal fuente de
energía, con más del 70 por ciento de generación, y el recurso más
abundante a nivel doméstico, aunque las importaciones de carbón han
crecido en los últimos años.
India cuenta con las terceras reservas más grandes de antracita del mundo
-aproximadamente el 12 por ciento del total mundial-, así como depósitos
significativos de lignito. En 2013, el país produjo casi 340 millones de
toneladas equivalentes de carbón e importó unas 140 millones de toneladas.
La capacidad de generación de energía ha resurgido en los últimos años,
pero la perspectiva para el sector es incierta debido a la precaria situación
financiera de las empresas de distribución local y a las grandes pérdidas en
las redes de distribución y transmisión.
100 gigavatios en solar
En el caso de las energías renovables, la potencia total instalada en el país
es, actualmente, de 37 gigavatios -de los que 23 gigavatios son eólicos-, una
cifra insignificante si tenemos en cuenta su enorme potencial. Sin embargo,
India apunta alto en este área y se ha marcado un objetivo muy ambicioso:
alcanzar los 175 gigavatios de capacidad renovable en 2022 -excluyendo la
gran hidráulica-.
En este desarrollo, la energía solar va a ser un elemento clave de los
proyectos del Gobierno, pudiendo desempeñar un papel crucial para afianzar
y diversificar el futuro energético de India. Según el Instituto Nacional de
Energía Solar local, el país tiene un potencial solar de 750 gigavatios,
especialmente en los Estados del norte y noroeste del país -Rajasthan,
Jammu y Cachemira-.
A la vista de los datos comentados está claro que la energía solar en India
ha jugado, hasta el momento, un papel muy limitado en la generación de
energía del país, a pesar de poder presumir de ser el único país del mundo
con un aeropuerto que funciona el 100 por ciento con energía solar.
Hablamos del aeropuerto de Cochín, al sur de la India, en el que se han
instalado 48.154 paneles fotovoltaicos que generan 12 megavatios diarios de
energía. La planta prevé generar 18 millones de unidades de energía solar al
año, suficiente para abastecer de electricidad a 10.000 hogares.
Según el Ministerio de Energía de India, la capacidad solar total instalada
hasta la primera semana de marzo de 2016 es de 5,8 gigavatios -2 GW más
que en 2014-, de la que más de las tres cuartas partes está repartida en sólo
ACTUALIDAD
Energía
Una Alianza Solar
con 120 países
■ La Conferencia de Cambio
Climático de Naciones Unidas
celebrada el pasado 30 de
noviembre en París, fue el lugar
elegido por el primer ministro de
la India, Shri Narendra Modi, y el
presidente de Francia, François
Hollande, para impulsar la
‘Alianza Solar Internacional’ (ISA)
con el objetivo de aumentar la
energía solar en países en vía de
desarrollo, a la que se sumaron
120 países. Hace unas semanas,
el presidente francés ha
anunciado que la Agencia de
Desarrollo francesa asignará 300
millones de euros para la
financiación inicial de proyectos
solares durante los próximos
cinco años. Un anuncio que ha
coincidido con la puesta de la
primera piedra para la fundación
de la sede de la ISA, que se
convertirá en la primera
organización internacional e
intergubernamental con sede en
India y que se ubicará en
terrenos del Instituto Nacional de
Energía Solar (NISE) en
Gwalpahari, Estado indio de
Gurgaon. Esta alianza “ayudará a
alcanzar el acceso universal de la
energía y la seguridad energética
de las generaciones presentes y
futuras”, han comentado.
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Energía
ACTUALIDAD
Hombre debajo de
una panel solar.
GETTY
Aeropuerto de
Cochín, el primero
del mundo 100%
solar- EE
cuatro Estados: Gujarat, Rajasthan, Madhya Pradesh y Maharashtra.
Actualmente se encuentran en desarrollo unos 10 gigavatios en proyectos
solares en diferentes fases de desarrollo y otros 8,4 gigavatios serán
subastados en los próximos meses.
La mayor implicación de India en el desarrollo de la solar comenzó con el
lanzamiento, en 2010, de la Jawaharlal Nehru National Solar Mission
(JNNSM, sus siglas en inglés) o Misión Nacional Solar, con el objetivo de
alcanzar los 100 gigavatios en instalaciones solares en 2022, que quintuplica
el objetivo anterior de 20 gigavatios. De la cifra total, 40 GW se destinarán a
instalaciones solares fotovoltaicas sobre cubierta en comercios y hogares
-junto con algunas instalaciones a pequeña escala y no conectadas a red-.
Las instalaciones solares sobre cubierta cuentan, por tanto, con un gran
potencial para formar una parte muy importante de la cartera solar de India.
Los 60 gigavatios solares restantes se destinarán a proyectos solares de
media y gran escala conectados a red.
Para alcanzar este objetivo serían necesarios 13,5 GW anuales en los
próximos siete años, una potencia que ningún país del mundo ha conseguido
alcanzar jamás en sólo un año. Únicamente China consiguió superar los 11
GW en 2013. La única manera sería poner en marcha una serie de proyectos
de parques solares a gran escala con una potencia de 500 MW cada uno. De
momento se han anunciado varias iniciativas para alcanzar estos objetivos
Hombre limpiando
una central termosolar. GETTY
con una inversión inicial del gobierno indio de 1.000 millones de dólares.
Sin embargo, el desarrollo de la solar se enfrenta a varios desafíos, como
la dificultad de hacer cumplir las obligaciones de compra de las empresas de
distribución local, la capacidad de la red de absorber la producción adicional,
la disponibilidad de financiación y los problemas de adquisición de suelo.
Aunque la energía solar -y también la eólica- todavía requieran de
subvenciones a la inversión, la trayectoria de coste se mueve en la dirección
contraria. Desde 2010, el coste medio de electricidad generada por
instalaciones solares a escala en India ha caído a la mitad, en gran parte por
una disminución en los gastos de inversión en células solares.
La energía termosolar, por su parte, comienza a ganar terreno, aunque su
futuro no parece muy prometedor a tenor de la popularidad de la fotovoltaica,
sobre todo por la caída en sus costes. Según CSP Today, de los siete
proyectos concedidos, sólo tres están operativos: Reliance Power, la central
de tecnología Fresnel más grande del mundo, de 125 MW, operativa desde
noviembre de 2014; y las centrales de Gadawari y Megha, de 50 MW de
potencia cada una con tecnología de colectores cilindro-parabólicos que
suman 225 MW. En construcción se encuentra la central de Gujarat Solar
One, de 25 MW de potencia que, previsiblemente, entrará en operación en
marzo de 2017. En proceso de planificación están las centrales de KVK
Energy Ventures, Abhijeet y Aurum Renewable, que sumarían 170 MW más.
Enagás, comprometida con la diversidad de suministro en Europa
Enagás, certificada por la UE como Transmission System Operator,
pone su experiencia y su liderazgo en gas natural licuado al servicio
de la diversificación del suministro en Europa.
Líderes en infraestructuras de GNL
10
Energía
NACIONAL
Vaillant colabora
con la ONG Aldeas
Infantiles SOS
Clasificación Aenor
para proveedores
energéticos
Gas Natural Fenosa
usa agua reciclada
para producir energía
Gesternova alcanza
un acuerdo con
Triodos Bank
Jaca, miembro de
la Fundación del
Hidrógeno de Aragón
Vaillant ha iniciado un
proyecto de colaboración
con la ONG Aldeas
Infantiles por el que donará
2.000 euros para el Centro
de Día del Menor y la
Familia y seis calderas de
condensación para los
menores y sus familias de
la Aldea Infantil de La
Redondela (Pontevedra).
Para difundir este proyecto,
Vaillant ha puesto en
marcha una campaña de
comunicación en medios
digitales y redes sociales
para conseguir antes del 30
de abril 500 sonrisas.
Aenor ha presentado
recientemente la nueva
Especificación Técnica EA
0055 Clasificación de
Proveedores de Servicios
Energéticos, que se ha
elaborado para clasificar y
categorizar al Proveedor de
Servicios Energéticos
(PSE). Se trata de un
documento necesario para
estructurar y desarrollar el
sector de la eficiencia
energética, aportando
transparencia a los
consumidores y mayor
fiabilidad en la contratación
de estos proveedores.
Gas Natural Fenosa ha
reducido en un 16 por ciento
el agua captada en 2015
para sus instalaciones de
generación de energía
eléctrica. Además, el 23 por
ciento de los gigavatios hora
generados por la compañía
se produjeron en plantas que
utilizan agua reciclada,
generalmente ubicadas en
zonas con un recurso hídrico
limitado. Según un análisis
realizado por la compañía,
GNF sólo consume el 4 por
ciento del agua que capta,
devolviendo al medio el 96
por ciento restante.
Gesternova ha llegado a un
acuerdo con el banco
europeo Triodos Bank
mediante el cual las
empresas y particulares
que sean clientes de ambas
entidades dispondrán de
unas condiciones
especiales en el suministro
eléctrico. Dicho acuerdo,
además, establece el
compromiso de la
comercializadora de realizar
contribuciones a la
Fundación Triodos con el
objetivo de fomentar el uso
consciente del dinero y el
consumo responsable.
La presidenta de la
Fundación del Hidrógeno
de Aragón, Marta Gastón, y
el alcalde de Jaca, Juan M.
Ramón, han culminado el
proceso de adhesión del
Ayuntamiento oscense a la
Fundación. Con su
incorporación, el
Ayuntamiento de Jaca
participará en las
actividades de la Fundación
y se relacionará con las
empresas, centros de
investigación, universidades
y otras entidades que
trabajan en el ámbito del
hidrógeno en este marco.
11
Energía
INTERNACIONAL
Tecnatom muestra
sus sistemas
robotizados en París
Saft abre una
nueva sucursal
en Japón
La fusión entre
Nordex y Acciona
finalizará en abril
Alstom, premiada
por sus soluciones
de eficiencia
Módulos Trina Solar
para un parque
solar en Filipinas
Tecnatom ha presentado en
París su gama de sistemas
de inspección, incluyendo
sistemas robotizados y
tecnología propia HW-SW,
que permite la integración
completa del proceso de
inspección: procesamiento
posterior para generar la
trayectoria de inspección,
captación de la geometría
de las piezas, simulación en
3D del movimiento de la
celda de inspección basada
en robots, adquisición y
evaluación de los datos y la
posterior emisión del
informe.
Saft ha abierto una nueva
sucursal en Tokio, Japón.
La nueva filial, Saft Japan
Kabushiki Kaisha (K.K.) y
dirigida por Philippe Ulrich,
director de ventas de Saft
en Asia, es un gran paso
que apoya la estrategia de
la compañía de estar más
cerca de sus clientes en
este continente. El principal
objetivo de Saft Japón es
incrementar la participación
del grupo en el mercado
asiático, más
concretamente dar un
empujón a las ventas en
Japón.
Nordex ha aumentado un
40 por ciento sus ingresos
el pasado año -hasta los
2.430 millones- gracias a la
fuerte demanda de energía
eólica en Europa y África.
El fabricante alemán de
turbinas eólicas espera
completar a principios de
abril la compra de Acciona
Windpower, que podría
suponer unas ventas
conjuntas de 3.400 millones
en 2016 y un crecimiento a
futuro de Nordex en la India
y México, mercados en los
que la filial eólica de
Acciona está presente.
La subestación avanzada
de alimentación eléctrica
reversible Hesop,
desarrollada por Alstom, en
servicio comercial en la
estación londinense de
Cloudesley Road, ha sido
premiada como tecnología
del año en los galardones
anuales de la Railway
Industry Awards y Transport
Times. La subestación
mejora la eficiencia
energética en el transporte
suburbano, disminuye las
emisiones de CO2 y mejora
la temperatura en los
túneles.
Trina Solar ha anunciado
recientemente que un total
de 40 megavatios de
módulos solares
fotovoltaicos suministrados
por la compañía al proyecto
solar más grande de
Filipinas han entrado en
operación y están
generando energía. La
planta, desarrollada por
Helios Solar Energy
Coporation y construida
sobre una superficie de 170
hectáreas en Cadiz
-provincia de Negros
Occidental-, cuenta con una
potencia total de 132,5 MW.
12
ELECTRICIDAD
Energía
EEUU LIDERA EL MERCADO DE ALMACENAMIENTO
DE ENERGÍA CON UN CRECIMIENTO DEL 243%
EEUU ha sido la región en la que más ha crecido el mercado de
almacenamiento de energía, con 221 megavatios en 2015.
Las previsiones indican que en 2020 superará los 1.600 megavatios
CONCHA RASO
E
l almacenamiento de energía está creciendo en interés e
importancia en la planificación y gestión de sistemas
energéticos de todo tipo y tamaño. Además de acumular la
energía eléctrica que no se consume en el momento de la
generación, el almacenamiento de energía permite otras
aplicaciones que aportan importantes beneficios al sistema eléctrico:
facilitan una mayor integración de las energías renovables, ayudan a reducir
la congestión de líneas, mejoran la calidad del suministro eléctrico, permiten
optimizar la curva de consumo, etc.
El almacenamiento de energía se ha convertido en una herramienta clave
en la descarbonización energética. Durante la Cumbre del Clima de París,
una de las medidas aprobadas para la consecución de los objetivos
acordados tiene como eje central potenciar las investigaciones científicas y
tecnológicas de las tecnologías de almacenamiento mediante la financiación
colectiva de proyectos con el objetivo de conseguir una sociedad baja en
emisiones de carbono.
El año 2015 ha sido un año récord en la industria mundial del
almacenamiento de energía, con un incremento continuado en capacidad
desplegada y en anuncio de nuevos proyectos. Gracias a la aparición de
nuevas tecnologías, los costes de almacenamiento de energía caerán hasta
■ Tesla retira del
mercado la batería
Powerwall de10 kWh
Hace menos de un
año Tesla presentó en
honor de multitudes
este modelo de batería
como la mejor
solución para el
almacenamiento de
energía para el hogar.
Al parecer, la
Powerwall de 10 kWh
sólo permite 500
ciclos de carga en
lugar de los 1.000 de
otros modelos y,
además, duplica en
precio al resto.
REUTERS
13
el 70 por ciento en los próximos 15 años. El almacenamiento solar será más
competitivo, ya que la nueva tecnología en baterías hará descender el
precio, mientras que el almacenamiento eólico se hará más atractivo gracias
a los avances técnicos en materiales compuestos que permitirán
incrementar la energía generada por las turbinas eólicas.
Según apunta Lux Research, el almacenamiento distribuido para sistemas
solares contará con una inversión de 8.000 millones de dólares en 2026, ya
que la combinación solar más almacenamiento es clave para acabar con
algunas limitaciones de la energía solar, como la intermitencia y la ausencia
de energía por la noche. El almacenamiento de energía también aumentará
el mercado distribuido solar en 25 gigavatios anualmente en 2026.
Estados Unidos ha sido la región en la que más ha crecido el mercado de
almacenamiento de energía, con un total de 221 megavatios instalados en
2015, nada menos que un 243 por ciento más respecto a la capacidad
instalada el año anterior, que fue de 65 megavatios.
Según el último informe del Monitor de Almacenamiento de Energía
elaborado por la Asociación de Almacenamiento de Estados Unidos y GTM
Research, Estados Unidos desplegó 112 megavatios de capacidad de
almacenaje de energía en el cuarto trimestre de 2015 -161 megavatios hora
anuales-, cantidad que supera a la capacidad conjunta instalada en 2013 y
2014.
A pesar del alto índice de crecimiento, se espera que el desarrollo del
mercado de almacenamiento de energía estadounidense obtenga su mejor
registro en los próximos cuatro años. GTM Research prevé que en 2019 el
país alcanzará los 1.000 megavatios de capacidad y superará los 1.660
megavatios en 2020.
Por sectores, la piedra angular del crecimiento del mercado de
almacenamiento de energía en Estados Unidos siguen siendo los proyectos
de almacenamiento a escala comercial en el mercado PJM, con una
potencia total instalada de 160 megavatios en 2015. En el caso del mercado
de almacenamiento distribuido, con un total de 35 megavatios desplegados
en 2015, Hawai lidera el sector residencial estadounidense con un número
significativo de proyectos el pasado año, mientras que California encabeza
el sector no residencial.
En términos económicos, el mercado de almacenamiento de energía
estadounidense ha crecido un 222 por ciento en el último año. De los 134
millones de dólares invertidos en 2014 se ha pasado a 432 millones de
dólares en 2015, cantidad ésta última que será superada en casi seis veces
ELECTRICIDAD
Energía
El mayor sistema de
almacenamiento mundial
de litio está en Corea
La empresa Kokam Co., proveedor
mundial de soluciones de batería
innovadoras, ha anunciado el despliegue
de dos sistemas de almacenamiento de
energía de níquel de manganeso de litio
oxido de cobalto (NMC). Se trata de un
sistema de 24 megavatios -9 megavatios
hora- y otro de 16 megavatios -6
megavatios hora- para regulación de
frecuencia en la red de electricidad de
Corea del Sur. Concretamente, el primero
es el sistema de almacenamiento de
energía NMC de litio de mayor capacidad
usado para la regulación de frecuencia en
el mundo. Estos dos sistemas, junto a un
tercer sistema de almacenamiento de
energía de 16 megavatios -5 megavatios
hora- de óxido de titanato de litio (LTO)
desplegado en agosto de 2015,
proporcionan a Korea Electric Power
Corporation (Kepco), la mayor eléctrica
de Corea del Sur, 56 megavatios de
capacidad de almacenamiento de energía
en 2020, con una cifra estimada en 2.456 millones de dólares.
Según un informe elaborado por Navigant Research, aunque existen
diferentes tecnologías de almacenamiento, las baterías de ión-litio han sido
las más utilizadas para nuevos proyectos en todo el mundo, lo que supone
el 51,2 por ciento de la nueva capacidad de sistemas de almacenamiento y
el 85,6 por ciento de la capacidad de energía desplegada en 2015.
Precisamente, Estados Unidos ha sido la región donde los sistemas de
ión-litio se han desplegado mayoritariamente, constituyendo el 96 por ciento
del total de megavatios instalados, en comparación al 72 por ciento del año
anterior, gracias a varios proyectos de demostración en 2014. El segundo
puesto lo ocupa Europa Occidental y el tercero Asia Pacífico.
para regulación de frecuencia. Estos tres
sistemas forman parte del mayor
proyecto de regulación de frecuencia de
almacenamiento del mundo, programado
para poner en marcha 500 megavatios de
almacenamiento cuando se complete en
el año 2017. Los tres sistemas de
almacenamiento supondrán un ahorro en
combustible de 13 millones de dólares al
año, además de reducir las emisiones de
gas de efecto invernadero de Kepco.
14
Inversión, ahorro y reducción de costes
El despliegue de los sistemas de almacenamiento también ha llegado a
Australia. Con el objetivo de evitar un incremento en las tarifas de
electricidad, los hogares australianos han decidido aumentar el uso de las
tecnologías de almacenamiento, un nicho de mercado que ha pasado de
menos de 500 instalaciones a finales de 2015 a más de 5.000 a principios
de 2016, un incremento que coloca a Australia entre los cinco primeros
mercados para el almacenamiento de energía distribuido en 2016, por
detrás de Estados Unidos, Japón, Alemania y Reino Unido, según IHS.
Se espera que las instalaciones de almacenamiento residenciales y
comerciales en Australia dupliquen anualmente su capacidad a partir de
este año, pasando de los menos de 3 megavatios instalados a finales de
2015 a más de 200 megavatios de capacidad en 2018 -250 megavatios
hora-. Según IHS, alrededor de 30.000 casas australianas contarán con
sistemas de almacenamiento de energía solar fotovoltaica en ese año.
En el caso de Europa, el Gobierno federal de Alemania ha publicado los
detalles del nuevo programa de apoyo a los sistemas de almacenamiento
de energía solar. Desde el 1 de marzo de 2016 hasta el 31 de diciembre de
2018, el gobierno alemán proporcionará soporte para la compra de baterías
Energía
ELECTRICIDAD
221
Son los megavatios
que EEUU ha
instalado en 2015
en capacidad de
almacenamiento
solares con una cantidad inicial de 500 euros por kilovatio pico de capacidad
fotovoltaica, lo que equivale al 25 por ciento de los costes admisibles.
Semestralmente, este valor descenderá un 10 por ciento hasta finales de
2018.
Según Jörg Mayer, responsable de la asociación solar alemana, “el nuevo
programa subraya la importancia de los sistemas de almacenamiento de
energía solar para el programa Energiewende, que supone la transición
energética de Alemania a un sistema basado en fuentes renovables”.
En el caso del Reino Unido -según un informe elaborado por Carbon
Trust-, los sistemas de almacenamiento de energía podrían ahorrar unos
2.900 millones de euros al año al sistema de electricidad británico en 2030.
Para ello, sería necesario eliminar algunas barreras que permitan a esta
tecnología alcanzar su potencial.
El estudio indica que el ahorro podría llegar a los 8.600 millones de euros
al año si el almacenamiento se integrara cuanto antes en el sistema de
electricidad como parte de la nueva estrategia para la descarbonización.
Según el informe, si el 50 por ciento de este ahorro se trasladara a los
clientes domésticos, el recibo de la luz se reduciría una media de 62 euros
al año por hogar.
Trabajar con grandes empresas de todo el mundo nos ha
enseñado que la energía no está en el gas que buscamos,
licuamos, transportamos, regasificamos y comercializamos.
La energía está en las empresas y en las personas
que desde ellas cambian el mundo a mejor.
Para que esa energía no se detenga ponemos a su
disposición un servicio único que solo la compañía
experta en gas para empresas puede ofrecer.
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CREEMOS EN LA
ENERGÍA
DE LAS EMPRESAS
16
ELECTRICIDAD
FUKUSHIMA HA COSTADO MÁS
DE 80.000 MILLONES DE EUROS
Tras cinco años desde la catástrofe, Tepco apenas ha logrado desmantelar un 10 por ciento de la central
y trata de frenar la filtración de agua contaminada al océano con la construcción de un muro de hielo
ROSARIO GARCÍA
Vista aérea de la
central de
Fukushima.
REUTERS
E
Energía
l accidente de la central nuclear de Fukushima, que tuvo lugar
el 11 de marzo de 2011 en Japón, acaba de cumplir cinco años.
La catástrofe, una de las más graves de la historia junto con la
de Chernobyl en 1986, se ha saldado con un coste que, hasta
el momento, asciende a más 80.000 millones de euros.
El accidente fue causado por un terremoto de 9 grados de intensidad que
se produjo mar adentro y provocó, apenas 50 minutos después, unas olas de
cerca de diez metros que invadieron la costa de la región de Sanriku.
El terremoto estropeó el suministro eléctrico de la zona y el tsunami
destrozó las infraestructuras de seguridad de la central. Ambas cosas
supusieron la pérdida de electricidad en la planta, que acabó provocando la
pérdida de la función de refrigeración en los tres reactores que estaban en
funcionamiento. Cuando se detuvo el suministro de agua, las unidades se
sobrecalentaron.
El hidrógeno que se escapó a través de diferentes reacciones químicas
entre los restos de combustible y el agua, provocó las explosiones de los
reactores y que la propietaria de la central Tepco asumiera la pérdida del
control de la nuclear.
A pesar de que la compañía propietaria insistió en que no supieron que
podría desencadenar en una crisis, recientemente Tepco ha confesado que
minimizaron la gravedad del estado de los reactores de Fukushima, ya que,
desde el principio, eran conscientes de los daños que presentaban por la
fusión, pero decidieron no informarlo hasta dos meses después.
Este extremo ha supuesto que tres antiguos ejecutivos de la operadora
hayan sido imputados por negligencia profesional por no tomar las medidas
de seguridad adecuadas. Inicialmente, el Organismo Internacional de
Energía Atómica (Oiea) aseguró que era un accidente de nivel 4 de 7 de la
escala internacional de accidentes nucleares. Un mes más tarde de las
explosiones, la Agencia de Seguridad Nuclear e Industrial de Japón (Nisa) la
elevó a 7.
El desastre trajo graves consecuencias, ya que supuso que más de
160.000 personas fueran evacuadas de sus casas por la emisión de
radiaciones, la muerte de unas 20.000 personas a causa del tsunami, más de
6.000 personas heridas y 2.500 personas desaparecidas. En la zona
nororiental, alrededor de 20.000 edificios e infraestructuras sufrieron
importantes daños.
A pesar de las insistentes declaraciones por parte del Gobierno y de la
industria en asumir que las radiaciones emitidas fueron mínimas, la
17
Organización Mundial de la Salud (OMS) señaló que el riesgo de contraer
cáncer había aumentado en determinados grupos de población de
Fukushima, por lo que pedían un seguimiento sanitario continuo a largo plazo.
En el caso de los trabajadores de la central, la OMS señala que un tercio tiene
mayor probabilidad de contraer cáncer que el resto de la población.
El año pasado, el Ministerio de Salud japonés reconoció la primera muerte
relacionada con las radiaciones tras el accidente. Se trataba de un hombre
que trabajaba en la central y que murió de leucemia a los 40 años. El hombre
fue expuesto a 15,7 microsieverts anuales en la planta, más del triple del
límite fijado por la normativa local.
A pesar de ello, un estudio reciente de la Universidad Médica de
Fukushima ha desvelado que la radioactividad no ha tenido repercusiones
graves en la salud pública, pero sí han aumentado las patologías
psiquiátricas desde el accidente.
En la actualidad, según el mayor responsable y jefe de la planta de la
central, Akira Ono, se ha logrado un 10 por ciento del desmantelamiento de
la central. El director de la empresa ha asegurado que los resultados, hasta
ahora, son positivos y que ya se ha logrado estabilizar la seguridad de la
planta con destacados avances como la retirada en 2014 del combustible del
reactor 4 -el menos afectado- o el proceso de eliminación del agua radiactiva.
La propietaria de la central Tepco contará con el progreso de la robótica
para que puedan acceder a los reactores y eliminar los restos de combustible
y, además, realizarán la retirada de las barras de combustible gastado y
El tsunami del
desastre y los
problemas de
la radiación
Energía
ELECTRICIDAD
20.000
Es el número de
personas que
murieron como
consecuencia
del tsunami
fundido de las tres unidades afectadas.
Para ello, la empresa Toshiba ha presentado una máquina de
manipulación de combustible para cortar y acaparar los residuos de manera
que el combustible del reactor 3 sea transportado a las zonas de
almacenamiento de combustible, tras ser inspeccionado. Según Toshiba, la
eliminación de los residuos está programada para que se lleve a cabo en
2017, aproximadamente.
A su vez, Tepco ha planeado la instalación de una cubierta para evitar
cualquier posible liberación de partículas radiactivas durante el tiempo que
duren los trabajos de desmantelamiento.
Preocupación por la fauna
Las emisiones radiactivas del accidente de Fukushima han supuesto la
mutación de multitud de especies y las filtraciones que han ido al mar han
perjudicado gravemente a la fauna marina.
Recientemente, Greenpeace ha iniciado un estudio científico para poder
determinar la radioactividad existente. La organización ha denunciado a
Tepcopor verter más de 1,4 millones de toneladas de agua radiactiva de la
central al mar. Greenpeace ha asegurado que la contaminación seguirá
durante los próximos 300 años y que es una utopía creer que se podrá
eliminar la radioactividad cuando ya se ha extendido al medio ambiente.
Para ello, Tepco ha propuesto alternativas para mejorar la situación como
la construcción de un muro de hielo. La aprobación y la financiación de dicho
Después de un lustro del accidente de
Gobierno se hace cargo de la situación.
reactores por debajo de los 100 grados
Fukushima, la pregunta sigue estando en
La central libera agua radioactiva al mar.
centígrados.
el aire: ¿ha pasado realmente el peligro?
La alerta aumenta cuando en el mes de
Los niveles de radioactividad han
abril la central pasa del nivel 4 al 7. La
■ 2013
disminuido, pero sólo se ha desmantelado
Oiea culpa a Tepco de no tomar las
En el mes de marzo surgen nuevos
un 10 por ciento de la central.
medidas adecuadas para evitar la
problemas. Una rata supone el fallo del
catástrofe. En junio, comienzan a buscar
enfriamiento de las piscinas de
■ 2011
REUTERS
soluciones como la descontaminación
combustible de los reactores 1, 2 y 3.
El 11 de marzo se produce el terremoto y,
primera explosión y se llevan a cabo las
del agua en los reactores de la central.
Meses más tarde, el agua subterránea
como consecuencia de ello, tiene lugar el
primeras evacuaciones. Explotan los
Un mes más tarde, dimite el primer
entra en la central y provoca la
tsunami. Los sistemas de refrigeración
reactores 2 y 3 y la propietaria de la
ministro japonés. En diciembre, logran
contaminación del agua, que se desborda
se estropean y la temperatura del reactor
central, Tepco, reconoce no tener el
realizar importantes avances en la central
al océano, aumentando la radiación en el
1 aumenta, llegando a producirse la
control y evacúa a los trabajadores. El
como la primera parada fría de los
mar, que aumenta a niveles inesperados.
18
proyecto por el Gobierno japonés ha supuesto una inversión de 379 millones
de euros -258 millones de euros para la construcción del muro de hielo y 121
millones de euros para una unidad de tratamiento de agua mejorada para
eliminar los elementos radioactivos-.
La construcción del muro de hielo se realiza en un perímetro de 1,5
kilómetros y está compuesto por 1.500 tuberías en torno a los cuatro
reactores en una profundidad de 30 metros. La idea se basa en inyectar una
solución salina a una temperatura inferior a -30 grados para el congelamiento
de la tierra y crear una barrera helada para que las aguas no entren en la
estructura de la central. Las previsiones realizadas apuntan a que 2017 será
el año en el que se pueda realizar la retirada de combustible, aunque se ha
estimado que el desmantelamiento total de la central se alargará entre 30 y
40 años.
El objetivo principal es que no aumente la cantidad de agua radioactiva en
el interior de los edificios -ya que se estimó que más de 400 toneladas de
agua subterránea entraban en los sótanos de la central-, lo que puede
producir una filtración al Océano Pacífico. Dicha estrategia podrá suponer la
reducción de 150 toneladas de agua por día. Según los últimos datos de
Tepco, la instalación para la construcción finalizó el 9 de febrero y el siguiente
paso es comenzar con la eliminación del agua.
El coste económico de un desastre nuclear como el de Fukushima es difícil
de estimar. Aproximadamente, se han destinado 4.800 millones de euros
para el actual desmantelamiento de la central. Los costes del proyecto han
aumentado por los problemas que han surgido. Tepco estimó una cantidad
inicial 8.000 millones de euros.
El coste total del proceso de desmantelamiento estará en torno a 8.000 y
16.000 millones de euros, que irán para la investigación y desarrollo de la
tecnología necesaria.
A esta cantidad, hay que añadir 72.000 millones de euros para compensar
a la población que fue evacuada tras el desastre nuclear, además de las
decenas de billones de yenes incalculables que ha costado al Estado la
sustitución del uso de energía nuclear por los combustibles fósiles
-principalmente gas- y renovables.
Reparto del dinero
La propietaria de la central tiene previsto sacar al mercado títulos por valor de
2.655 millones de euros a través de varias ofertas a lo largo de 2016, lo que
supondrá su primera emisión de deuda en los últimos seis años. La intención
ELECTRICIDAD
Energía
El tsunami arrasó
con todo lo que se
encontró a su
paso. REUTERS
4.800
Son los millones de
euros que se han
destinado al
desmantelamiento
de la central nuclear
es reducir la dependencia del Estado que, en 2012, tomó el control del 50,1
por ciento del capital.
La emisión de deuda será el primer paso para desvincularse del control
público y poder reestructurar la empresa, ya que en 2014 dobló el beneficio
del año anterior con 1.675 millones de euros.
Tepco espera la reactivación de los reactores 6 y 7 de la planta
Kashiwazaki-Kariwa para aumentar su rentabilidad. Además existen estudios
como el de dos universidades japonesas que señalan que el coste total de
Fukushima ascenderá a 80.800 millones de euros, casi el doble de lo previsto
ya que, en 2011, el Gobierno calculaba un coste de 42.000 millones de
euros. En ello se incluyen 35.817 millones de euros en los evacuados,
18.000 millones de euros en la descontaminación de la radioactividad, 15.800
millones de euros para el desmantelamiento y 7.700 millones de euros para
pagar el almacenamiento de los residuos radiactivos.
19
Energía
ELECTRICIDAD
Los aparatos
en ‘stand-by’
gastan el 5% de luz
Abengoa se
adjudica un nuevo
proyecto en Omán
Viesgo lanza su
programa de becas
‘First Experience’
Axpo suministra
energía verde a la
catedral de Mallorca
GE, premiada por
un ciclo combinado
en Reino Unido
Según un estudio realizado
por la comercializadora
Aldro Energía, el modo
stand by genera cada año
un 5 por ciento de la
energía fantasma de los
hogares. Este gasto está
relacionado con todos
aquellos aparatos que no
están encendidos pero
siguen enchufados, con la
luz parpadeante y, por lo
tanto, gastando. Aldro
Energía recomienda
desconectar todos los
aparatos posibles al llegar
la noche o al salir de fin de
semana o vacaciones.
Abengoa ha sido
seleccionada por Oman
Electricity Transmission
Company (OETC), para
construir dos nuevas
subestaciones eléctricas de
132/33 kV cada una en
Samad y Sinaw y 75
kilómetros de líneas aéreas
de transmisión de 132 kV
asociadas a las mismas en
la región noreste de Omán.
Está previsto que el
proyecto tenga una
duración de 2 años y la
subcontratación de
empresas locales para
determinados trabajos.
El presidente de Viesgo,
Miguel Antoñanzas, ha
estado presente en la
presentación de la puesta
en marcha de la iniciativa
First Experience, un
ambicioso y renovado
programa de prácticas para
atraer el talento de los
actuales alumnos y futuros
profesionales de las
mejores universidades de
España y que se realiza de
la mano de Universia, red
de universidades a través
de la que se impulsan
proyectos y servicios con
universidades y empresas.
El presidente del Cabildo de
la Catedral de Mallorca,
Joan Bauzà, ha recibido de
manos del responsable de
comercialización de
Energía de la empresa
Axpo Iberia, Víctor Ruiz
Vaquero, el certificado que
ofrece la garantía de que
toda la energía que emplea
el emblemático edificio
balear es cien por cien de
origen renovable,
contribuyendo de esta
manera al objetivo de
conseguir que el impacto
medioambiental de su
huella de carbono sea cero.
GE Power y DF Energy han
sido galardonadas con el
premio ‘Seguridad y Salud
en Construcción’ por el
Consejo Nacional de la
Industria de Construcción
(NJC, sus siglas en inglés)
en reconocimiento a su
trabajo en seguridad y
salud laboral durante la
construcción de la central
de ciclo combinado de
Carrington (Reino Unido),
de 800 megavatios de
potencia. Una vez
finalizada, la central podrá
suministrar energía a un
millón de hogares.
20
RENOVABLES
LA ENERGÍA, FACTOR CLAVE
EN EL DESARROLLO DE
LAS CIUDADES INTELIGENTES
Las ciudades españolas están demostrando su dinamismo en este
campo con el desarrollo de diversos planes de gobierno y la realización
de numerosos proyectos
CONCHA RASO
L
Energía
a población mundial continua aumentando. Según el informe de
Naciones Unidas 2014, en el mundo habitan más de 7.000
millones de personas, de las que el 54 por ciento viven en zonas
urbanas, una proporción que se elevará hasta el 66 por ciento en
el año 2050, momento en el que se superarán los 9.000 millones
de habitantes en todo el planeta.
Las ciudades europeas, por su parte, albergan el 68 por
ciento de la población -según datos de la Comisión
Europea-, y alcanzarán el 85 por ciento en 2050. Sus
habitantes consumen el 70 por ciento de la energía, son
responsables del 75 por ciento de la emisión de gases de
efecto invernadero y la actividad económica que
desarrollan responde al 80 por ciento del Producto Interior
Bruto (PIB). En España, en particular, más de dos tercios
de la población es también urbana y las
previsiones apuntan a que en 2050
alcanzará el 85 por ciento.
GETTY
21
RENOVABLES
Vivir en una gran ciudad responde al deseo de las personas de acceder a
múltiples ofertas y servicios que no encuentran en otros entornos -avances
tecnológicos, infraestructuras adecuadas, mejoras educativas y sanitarias,
etc.-, y que les ayudan a mejorar su calidad de vida a nivel personal y laboral.
Si bien la preocupación por la sostenibilidad en las ciudades no es un tema
actual, el énfasis que se ha puesto desde el año 2012 impone objetivos
concretos y moviliza recursos específicos para crear el entorno de innovación
adecuado que acelere la puesta en marcha de nuevos productos y servicios.
Sin embargo, mantener todo este engranaje no es tarea fácil. Para hacer
frente a los diferentes retos que se plantean, se hace necesaria la aplicación
de toda una serie de soluciones y tecnologías avanzadas que ayuden a un
crecimiento lo más sostenible y eficiente posible de los entornos urbanos. Y
es aquí donde entra en juego el concepto smart cities.
España se ha movilizado desde el principio como uno de los países más
activos en este campo de actividad con múltiples iniciativas. El actual Plan
Nacional de Ahorro y Eficiencia Energética 2014-2020, en el que las ciudades
tienen un papel fundamental, situará a España con un ahorro del 26,4 por
ciento en 2020, lo que supone una reducción de 42,8 millones de toneladas
equivalentes de petróleo.
Barcelona cuenta
con una nueva red de
autobuses más rápida y sostenible. EE
La energía, pilar básico de las ‘smart cities’
Con el objetivo de avanzar en un modelo de ciudad inteligente, el Grupo
Interplataformas de Ciudades Inteligentes (Gici) -iniciativa del Ministerio de
Economía y Competitividad e integrado por 20 plataformas tecnológicas
representativas de varios sectores-, ha elaborado un documento que ofrece
una visión a 2030 de lo que debe ser una ciudad inteligente.
En el documento, que nace con la vocación de servir de guía tecnológica a
los diversos agentes que representan a la ciudadanía, todas las tecnologías
están representadas por igual desde diferentes áreas temáticas -energía y
medio ambiente, edificios e infraestructuras, movilidad e intermodalidad,
gobierno y servicios sociales-, y más transversales -seguridad, sensores, TIC
y materiales-.
Uno de los pilares básicos para el funcionamiento y sostenibilidad de las
smart cities es la energía. En este sentido, el documento pretende
concienciar de la importancia de la movilidad sostenible, el uso de fuentes
renovables, el ahorro y eficiencia energética, las redes energéticas, el
almacenamiento de energía, la eficiencia en la gestión y uso del agua o la
reducción de emisiones contaminantes, que permitan un equilibrio entre el
Energía
España es un país
activo en el campo
de las ciudades
inteligentes, con
múltiples iniciativas
medio ambiente y el consumo sostenible de recursos naturales.
La aparición de nuevas tecnologías, equipos y servicios, capaces de
integrarse en la estructura del sistema energético están provocando su
transformación. Hablamos de todo tipo de aplicaciones que mejoran el ahorro
y la eficiencia energética de las ciudades y que, como en el caso de las TIC
-Tecnologías de Información y Comunicación-, se aplican, sobre todo, en los
sectores de la edificación, transporte, industria y distribución de energía.
Las tecnologías más maduras que, actualmente, cuentan con un mayor
nivel de implantación son los contadores inteligentes, la iluminación led, la
renovación de sistemas de climatización, los sistemas de seguimiento de
vehículos y distintas aplicaciones de movilidad.
Aunque reconocen que estos instrumentos consiguen optimizar la
producción y el consumo de energía, algunas voces del sector se quejan de
que su aparición “ha relegado a la energía a un segundo plano” y reivindican
“la posición destacada que deben tener los servicios energéticos en las smart
cities, porque sin un trabajo previo de planificación para conseguir esa
22
energía, estas aplicaciones no tendrían cabida”, aseguran.
En opinión de Fernando García, coordinador de Gici, “es difícil establecer
fronteras claras entre plataformas. En cualquier caso, se trata de buscar la
colaboración entre todas ellas, no establecer barreras”. Según García, “es
cierto que la reducción de costes de la electrónica, las comunicaciones y el
aumento de las capacidades de almacenamiento y tratamiento de la
información permiten lograr eficiencias y fomentar nuevas formas de negocio
antes inviables, pero estas mejoras suelen ir ligadas a los sectores y
tecnologías energéticas, de las infraestructuras, de movilidad, etc., y es la
suma la que forma el nuevo producto o servicio”.
Ciudades pioneras
Las ciudades españolas son especialmente dinámicas en este área, con el
desarrollo de diversos planes de gobierno y realización de numerosos
proyectos que incorporan las bases de la inteligencia urbana.
Muestra de este dinamismo son los 1.243 municipios que han presentado
un plan de acción contra el cambio climático en el pacto de los alcaldes, con
medidas concretas para alcanzar los objetivos de reducción de emisiones en
2020; las 56 ciudades de la red Innpulso que apuestan por la innovación o
los 65 municipios integrados en la Red de Ciudades Inteligentes, con objeto
de intercambiar experiencias y trabajar conjuntamente para desarrollar un
modelo de gestión sostenible y mejorar la calidad de vida de los ciudadanos.
La participación de España en el mayor programa de investigación e
innovación de la UE Horizon 2020 -con un presupuesto de casi 75.000
millones de euros para un periodo de 7 años-, es otro ejemplo. En ediciones
anteriores, seis ciudades españolas -Valladolid, Barcelona, San Sebastián,
Vitoria, Sabadell y Santiago de Compostela- han sido elegidas para formar
parte de los grandes demostradores propuestos en Horizon 2020.
Otra muestra de ciudades que ofrecen la urbe como centro de ensayos
para nuevas soluciones son Málaga, que está desarrollando múltiples
iniciativas en eficiencia y movilidad; Barcelona, lugar de implantación de
diversos proyectos y organizadora del Smart City Expo World Congress; y
Santander, pionera en el despliegue de una importante red de sensores
urbanos para aplicaciones basadas en la información que suministran.
En este contexto, comenta el coordinador del Grupo Interplataformas, “la
industria española necesita seguir avanzando en el desarrollo de nuevos
productos para no perder esta oportunidad y alcanzar el máximo crecimiento
en el mercado que revierta en la creación de riqueza a nivel nacional”.
Energía
RENOVABLES
Torres de edificios
unidas por aerogeneradores. EE
El apoyo de la
Administración
■ Grupo Interplataformas GICI
Creado en 2013 por el Ministerio
de Economía y Competitividad
(Mineco) para dar respuesta al
concepto de ciudad inteligente,
está integrado por 20 plataformas
tecnológicas y otros agentes que
han centrado su esfuerzo en la
creación de un documento que
identifica los elementos
tecnológicos para el desarrollo
de las ‘smartcities’.
■ Plan Nacional de Ciudades
Inteligentes
Fomentado por el Minetur, cuenta
con una dotación de 152,9
millones y está enfocado al
aumento de las Tic para mejorar la
productividad y la competitividad,
y transformar y modernizar la
economía y sociedad españolas.
■ Proyectos europeos
La iniciativa de ciudades
inteligentes lleva abierta desde
2013, financiando proyectos de
innovación bajo el paraguas de
los programas europeos,
fundamentalmente ‘Horizon
2020’, centrados en el ámbito de
la energía, las Tics y el
transporte. Cuenta con una línea
de financiación anual que varía
entre los 60 y los 100 millones de
euros que, previsiblemente, se
mantendrá abierta hasta 2020.
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Energía
OPINIÓN
24
No todo vale para alcanzar
la eficiencia energética
Rodrigo Morell
Director general
de Creara Energy Experts
La obligatoriedad de
realizar auditorías
energéticas afecta a las
no pymes con más de
250 empleados o un
volumen de negocio
anual superior a los 50
millones de euros y un
balance general anual
que excede los 43
millones de euros
E
l pasado 12 de febrero, el Consejo de Ministros
nos sorprendía con la aprobación del Real
Decreto 56/2016 que transpone al ordenamiento
jurídico nacional la Directiva Europea
2012/27/UE de eficiencia energética. El marco
regulatorio de la eficiencia energética en España en lo
referente a auditorías energéticas, acreditación de auditores y
proveedores de servicios energéticos, y promoción de la
eficiencia del suministro de energía llega con un año y medio
de retraso y con el precedente de un expediente sancionador
abierto por la Comisión Europea en octubre de 2015.
Aunque la transposición haya llegado tarde y haya dejado
fuera buena parte del contenido de la directiva europea, es el
primer paso para aclarar las dudas e inquietudes que las
grandes empresas han venido mostrando todo este tiempo
acerca de sus obligaciones y, más en concreto, de las medidas
que deben poner en marcha para cumplir con el artículo 8
sobre auditorías energéticas y sistemas de gestión de la
energía.
El hecho de que su aprobación la haya realizado un
gobierno en funciones, cuando menos se esperaba, y una vez
iniciado el año, habiendo muchas empresas aprobado ya sus
presupuestos anuales, no es el punto de partida ideal.
Esto se une a que, además, muchas empresas que
conocían que en algún momento tendrían que rendir cuentas
de sus consumos de energía y mejorar su eficiencia
energética, aún no se habían puesto manos a la obra. Ahora
tendrán que trabajar bajo la presión de la cuenta regresiva de
los nueve meses y de las posibles sanciones por
incumplimiento, para las que el Real Decreto 56/2016 recurre a
lo establecido en los artículos 80 y 82 de la Ley 8/2014, de 15
de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el
crecimiento, la competitividad y la eficiencia, con un rango de
infracciones tipificadas que puede alcanzar los 60.000 euros.
La obligatoriedad de realizar auditorías energéticas afecta a
todas aquellas empresas no PYMEs con más de 250
empleados o con un volumen de negocio anual superior a los
50 millones de euros y un balance general anual que excede
los 43 millones de euros.
Este requisito, por ejemplo, obligaría a todas las empresas
del IBEX 35 y a la gran mayoría del Mercado Continuo a
realizar una auditoría energética cada cuatro años o bien a
implementar un sistema de gestión energética o ambiental
certificado por un organismo independiente con arreglo a las
25
normas europeas o internacionales correspondientes.
Se estima que 3.800 empresas españolas, según datos de
MINETUR, tendrán que decidir si llevar a cabo una auditoría
energética o un sistema de gestión energética de acuerdo a la
Norma ISO 50001.
En el caso de las empresas que disponen ya de un sistema
de gestión ambiental certificado según ISO 14001, éstas
tendrán que dar un paso más y demostrar que han realizado
una planificación energética exhaustiva para poder eximirse de
la obligación de repetir auditorías cada cuatro años.
Una vez publicado el real decreto, las empresas no PYMEs
se preguntan cómo deben escoger al auditor energético más
adecuado cuando un proveedor ofrece rebajas de hasta un 50
por ciento respecto a otro y diferenciar la mejor oferta de
auditoría.
Más allá de lo especificado en el capítulo III del RD 56/2016,
es esencial entrar a evaluar la experiencia de la empresa de
ingeniería, los equipos de toma de datos o la trayectoria
profesional del equipo de expertos que llevarán a cabo el
proyecto.
Equiparar el sector del medio ambiente con el de la energía
y la eficiencia energética es un error común que lleva a algunas
empresas a pensar que un experto en medio ambiente, o con
experiencia en sistemas de gestión ambiental ISO 14001,
puede liderar la puesta en marcha de un sistema de gestión de
la energía, cuando lo más probable es que no esté preparado
para auditar el funcionamiento energético de una caldera
industrial, para evaluar la mejor solución de iluminación o para
desarrollar una línea base de consumo energético propios de
Energía
OPINIÓN
una auditoría energética de acuerdo a lo marcado en el Real
Decreto 56/2016.
La selección del auditor energético, frente a otros procesos
para contratar otro tipo de servicios, presenta la particularidad
de que una auditoría energética no deja de ser un servicio
“intangible” de escasa trayectoria, donde la nomenclatura
puede abordar alcances muy diferentes.
En este sentido, las empresas deben considerar también
que el alcance de una auditoría energética con respecto a otra
puede variar mucho, inclusive en el análisis para un mismo tipo
de instalaciones. A pesar de la existencia de la norma UNE 216
501 y la posterior EN 16247 relativa a auditorías energéticas, la
falta de un criterio común ha tenido un efecto contraproducente
en el sector, pero el real decreto marca ahora un punto de
inflexión, estableciendo criterios muy claros sobre el nivel de
análisis técnico y financiero del perfil de consumo de energía
que el auditor energético debería aportar a la empresa
contratante.
En definitiva, las variables a analizar por las grandes
empresas son muchas y, aunque el tiempo de cumplimiento
apremia, todos los agentes implicados en este proceso
debiéramos hacer lo posible por evitar que suceda lo que ya
pasó con el Real Decreto 235/2013 de Certificación Energética
de Edificios, donde se ha llegado a un escenario de mínimos
en el que los trabajos se desarrollan con escaso criterio técnico
y a precios de derribo, perdiendo el verdadero objetivo de este
tipo de normativa, que no es otro que el de fomentar el ahorro y
la eficiencia energética, aumentar la competitividad de las
empresas y reducir las emisiones.
Rodrigo Morell
Director general
de Creara Energy Experts
Las empresas que
tengan un sistema de
gestión ambiental ISO
14001, tendrán que
demostrar que han
realizado una
planificación
energética exhaustiva
para eximirse de la
obligación de repetir
auditorías cada 4 años
26
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
ESPAÑA
AUSTRIA
BÉLGICA
BULGARIA
CHIPRE
REP. CHECA
CROACIA
DINAMARCA
ESTONIA
FINLANDIA
1,116€
0,977€
1,056€
0,988€
1,211€
1,058€
0,906€
0,859€
1,080€
1,065€
0,990€
0,961€
1,164€
1,051€
1,384€
1,138€
1,021€
1,022€
1,316€
1,153€
LAS PETROLERAS LIDERAN LA PUESTA
A BORDO DEL COMBUSTIBLE EN AVIONES
La selección de los agentes para la puesta a bordo del combustible en aviones se realiza por concurso público. Algunas compañías
petroleras, como Repsol y Cepsa, tienen contratos con otras empresas para realizar este servicio en los principales aeropuertos del país
Seguridad y eficiencia
ante todo
■ Las operaciones de puesta a bordo
requieren amplias medidas de seguridad.
Hasta no hace muchos años, las
infraestructuras de casi todas las
terminales sólo permitían llevar a cabo
esta operación a través de unidades
L
CONCHA RASO
a asistencia en tierra en los aeropuertos incluye una gran
variedad de servicios que distintos agentes prestan a las
compañías aéreas y que representan entre el 5 y el 12 por ciento
de sus costes de explotación. Según estimaciones de la Comisión
Europea, los ingresos resultantes de la prestación de estos
servicios ascienden a 50.000 millones de euros a nivel mundial. A nivel
europeo, el sector emplea alrededor de 60.000 personas.
Una de las principales actividades de este tipo de servicios en los
aeropuertos es la asistencia de combustible que, en España, engloba dos
servicios esenciales: almacenamiento y distribución, y suministro. El primero
comprende la recepción del combustible en los descargaderos de las
cisternas, su almacenamiento en depósitos y su distribución por cargaderos
centralizados o redes de hidrantes de combustible hasta los puestos de
estacionamiento de las aeronaves.
En el caso del suministro o puesta a bordo del combustible, se puede
realizar de dos formas: mediante camiones cisterna que cargan previamente
el combustible en los cargaderos y lo llevan hasta las aeronaves o mediante
la conexión de unidades dispensadoras entre los puntos de abastecimiento
situados en los puestos de estacionamiento y el avión en aquellos
aeropuertos que disponen de redes de hidrantes de combustible.
repostadoras, que transportaban en una
Operario suministrando combustible. EE
cisterna el combustible que necesitaban
los aviones. Las redes de hidrante
-tuberías que transportan el producto
desde las instalaciones de
almacenamiento hasta el lugar de
estacionamiento de los aviones-, han
permitido introducir en los aeropuertos
más importantes unos vehículos aún más
pequeños, seguros y eficientes: los
‘dispensers’. La principal diferencia de
estos vehículos respecto a la unidad
repostadora tradicional, es que no
necesitan transportar combustible por las
instalaciones aeroportuarias y no
incorporan bomba, ya que están
diseñados para conectarse al pit o toma
de hidrante más cercano al avión y llevar
a cabo el repostaje directamente.
Además, al ser más pequeños, pueden
colocarse bajo las alas de la aeronave,
donde se encuentran los depósitos.
27
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
MALTA
PAÍSES BAJOS
POLONIA
PORTUGAL
RUMANIA
ESLOVAQUIA
ESLOVENIA
1,320€
1,220€
1,410€
1,105€
0,963€
0,925€
1,369€
1,128€
1,064€
1,039€
1,148€
0,989€
1,157€
1,038€
EE
Lo habitual es que este servicio -también llamado de into-plane-, lo presten
las compañías de puesta a bordo a las compañías suministradoras del
combustible y no directamente a las líneas aéreas. Normalmente, el usuario
último -compañías aéreas o propietarios de aeronaves- compra el
combustible puesto a bordo y, para entregar el queroseno ya colocado en la
nave, las empresas suministradoras contratan a los agentes de into-plane.
83 licencias y 6.700 millones de litros suministrados
La selección de los agentes se realiza mediante concurso público convocado
por Aena -previa consulta a las compañías aéreas-, sociedad que gestiona
actualmente 46 aeropuertos y 2 helipuertos. “A día de hoy existen 83
licencias para los servicios de almacenamiento y distribución y suministro,
cuya prestación difiere según el nivel de tráfico del aeropuerto”, explican
Aena gestiona 46
aeropuertos y dos
helipuertos en
España, con un total
de 83 licencias
SUECIA
REINO UNIDO
1,376€
1,324€
1,310€
1,323€
desde Aena. En los aeropuertos de menor tráfico,“ambos servicios se prestan
de manera integrada, con un único agente por aeropuerto y, además, se
pueden establecer agrupaciones o lotes de aeropuertos para su gestión por
un adjudicatario individual”.
En los aeropuertos de mayor tráfico -más de un millón de pasajeros-, “se
licitan de manera independiente los dos servicios, existiendo generalmente
dos licencias para el servicio de puesta a bordo en cada aeropuerto -a
excepción de los aeropuertos Adolfo Suárez Madrid-Barajas y Barcelona-El
Prat que tienen tres- y una para el almacenamiento y distribución, ya que
existen razones operativas, de seguridad y medio ambientales que hacen
aconsejable la gestión centralizada de este último servicio”, comenta Aena.
Los agentes de puesta a bordo son seleccionados por un periodo de siete
años. Sin embargo, es habitual que los de almacenamiento y distribución
operen durante plazos mayores, “ya que para la adecuada gestión de este
servicio es frecuente que sea necesaria la realización de inversiones que
requieren plazos mayores de amortización”, matizan desde Aena.
En julio de 2014, Aena inició el procedimiento de licitación para la
renovación de 37 licencias de asistencia en tierra a terceros -en la categoría
de asistencia de combustible a aeronaves-, en 39 aeropuertos de la red
española en dos fases: la primera para la licitación de 7 licencias para la
puesta a bordo de combustible y almacenamiento para 19 aeropuertos y, la
segunda, para la licitación de 30 licencias para el servicio de puesta a bordo
en 20 aeropuertos cuyo contrato hubiera finalizado en 2014.
Actualmente, según informa Aena, “el concurso de asistencia en tierra de
combustible aún no se ha publicado, por lo que los contratos actuales se
encuentran en continuidad hasta que se produzca una nueva adjudicación de
licencias, lo que supone que el servicio queda plenamente garantizado”.
En 2015 se suministraron alrededor de 6.700 millones de litros de
combustible Jet A1 en los aeropuertos españoles que gestiona Aena para
abastecer las operaciones de las compañías aéreas, concentrándose
prácticamente el 38% en el aeropuerto de Adolfo Suárez Madrid-Barajas,
28
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
FRANCIA
ALEMANIA
GRECIA
HUNGRÍA
IRLANDA
ITALIA
LETONIA
1,270€
1,067€
1,244€
1,046€
1,347€
1,019€
1,027€
1,018€
1,219€
1,099€
1,406€
1,243€
1,009€
0,901€
siguiéndole los aeropuertos de Barcelona-El Prat, Palma de Mallorca, Gran
Canaria, Málaga-Costa del Sol y Tenerife Sur. En conjunto, estos seis
aeropuertos suponen alrededor del 80 por ciento del volumen suministrado”.
LITUANIA
LUXEMBURGO
1,012€
0,882€
1,018€
0886€
Repostaje en el
ala de un avión.
GETTY
Cepsa, Repsol y CLH, entre los operadores más destacados
Además de a la aviación militar -Fuerzas Armadas- y civil -privada, deportiva,
fumigación, publicitaria, extinción de incendios, etc.-, Cepsa también
suministra combustible a los aviones comerciales -regulares, chárters o de
carga- procedente, fundamentalmente, de sus refinerías. La compañía tiene
contrato para operar con todos los operadores de puesta a bordo y, aunque
principalmente trabaja con las compañías del Grupo, también utiliza a CLH y
otras compañías en los aeropuertos donde no tiene presencia.
Concretamente, Cepsa tiene contrato con tres compañías para realizar
operaciones de puesta a bordo. Dos de ellas -100 por cien propiedad de la
petrolera- son: Spanish Intoplane Service (SIS) que suministra combustible
en los aeropuertos de Madrid, Alicante, Sevilla y Málaga; y Cepsa Aviación,
que opera en los de Melilla, Tenerife Norte y La Palma. La otra compañía en
la que Cepsa tiene un 60 por ciento de capital es CMD, con licencia para los
aeropuertos de Lanzarote, Las Palmas, Fuerteventura y Tenerife Sur.
Repsol también comercializa combustible de aviación en todos los
aeropuertos nacionales de la red de Aena, prestando servicio into-plane y de
almacenamiento de combustible a través de Servicios Logísticos de
Combustibles de Aviación (SLCA) -joint venture al 50 por ciento entre BP y
Repsol-, en aeropuertos de la Península y Baleares, entre los que destacan
los de Madrid, Barcelona y Palma de Mallorca. SLCA se ha convertido en el
operador más importante en toda España por número de aeropuertos y
volumen de actividad. Repsol y BP también actúan de forma conjunta en la
prestación del servicio into-plane a través de la sociedad Terminales
Canarios, titular de la concesión de puesta a bordo en los aeropuertos de
Tenerife Norte, Tenerife Sur y Las Palmas de Gran Canaria.
El Grupo CLH también está presente en la mayoría de aeropuertos
Algunas petroleras
mantienen contratos
con otros operadores
para la puesta a bordo
del combustible
españoles a través de su filial CLH Aviación ofreciendo múltiples servicios,
entre ellos la puesta a bordo de combustibles de aviación para operadores o
directamente con compañías aéreas. El principal producto que suministra en
los aeropuertos es el queroseno de aviación Jet-A1, aunque también abastece
gasolina para aviones Avgas100LL y lubricantes para aviones bajo pedido. En
febrero pasado, las salidas de querosenos desde las instalaciones de CLH
ascendieron a más de 347.000 metros cúbicos, lo que representa una subida
del 8,5 por ciento respecto al mismo mes del año anterior.
CLH ha realizado total o parcialmente los proyectos de definición, diseño y
construcción de las cinco redes de hidrantes que gestiona en los aeropuertos
de Madrid, Barcelona, Palma de Mallorca, Málaga y Alicante. En el resto de
aeropuertos, el suministro se realiza a través de unidades repostadoras.
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
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a
rt
e
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n
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par
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es.
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n
a
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b
11 mill de nuestros tra
al 97%
30
Energía
CARBURANTES
Galp colabora con
los clubes de
tercera división
Volkswagen ahorra
el 29% en procesos
medioambientales
CLH apoya
la investigación
en oncología
Wärtsilä suministra
biogás a autobuses
del norte de Europa
El beneficio de
PetroChina se
desploma un 67%
Galp y la Comisión de
Clubes de Tercera División
(CCT), formada por 150
equipos no profesionales,
han firmado un acuerdo
para ofrecer descuentos en
carburantes a los asociados
de la organización. Gracias
a este convenio, todos los
empleados, deportistas y
socios de los clubes
miembros asociados a la
CCT, podrán disfrutar de
condiciones ventajosas de
descuento en carburantes
en las estaciones de
servicio Galp con la tarjeta
Galp Flota Business.
Volkswagen Navarra ha
superado en cuatro puntos
el objetivo del 25 por ciento
fijado en la estrategia Think
Blue 2010-2018 con un
ahorro medio del 29 por
ciento en cinco indicadores
ambientales. La fábrica ha
reducido el 13 por ciento el
consumo de energía, el 51,6
por ciento la generación de
residuos no recuperables en
los procesos de fabricación,
el 16,7 por ciento el
consumo de agua, el 18,3
por ciento la emisión de
CO2 y el 45,2 por ciento la
emisión de disolventes.
El presidente de CLH, José
Luis López de Silanes, y la
directora del Centro
Nacional de Investigaciones
Oncológicas Carlos III
(CNIO), María A. Blasco,
han firmado un convenio
para promover la
colaboración entre ambas
instituciones. Mediante este
acuerdo, la compañía se
compromete a apoyar al
CNIO en el desarrollo de
actividades relacionadas
con la investigación
oncológica y con la
formación de personal
investigador.
Wärtsilä ha conseguido un
pedido para el suministro
de la mayor planta de
licuefacción de biogás de
los países nórdicos, que
producirá combustible para
vehículos de transporte
público, principalmente
noruegos. La planta, con
una capacidad de 25
toneladas al día de biogás
licuado, se instalará en una
fábrica de papel en
Noruega y convertirá en
combustible líquido el
biogás generado con los
residuos de la papelera y
de una piscifactoría.
La petrolera estatal del
gigante asiático PetroChina
ha obtenido un beneficio
neto de 4.885 millones de
euros en 2015, un 67 por
ciento menos que el año
anterior, como consecuencia
de la caída del petróleo y la
ralentización de la
economía. La compañía
adoptará medidas para
hacer frente a los bajos
precios de las materias
primas. El mayor recorte de
gasto se producirá en el
segmento de exploración y
producción, que se reducirá
en un 9 por ciento.
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Energía
OPINIÓN
32
Normalidad en el mercado
español de carburantes
Álvaro Mazarrasa
Director general de la Asociación
Española de Operadores de
Productos Petrolíferos (AOP)
El director general de
AOP, Álvaro Mazarrasa,
responde a la tribuna
de Lourdes Ruiz,
abogada en Estudio
Jurídico Ejaso,
publicada en febrero
pasado por
‘elEconomista Energía’
sobre el precio de los
carburantes
E
l mes pasado de febrero, elEconomista Energía
publicó una tribuna de Lourdes Ruiz titulada ¿Por
qué los carburantes no bajan tan rápido como
suben?, en la que se contienen afirmaciones que
nos gustaría rebatir.
La tribuna parte de una afirmación que no está contrastada y
es “el mayor precio sufrido por los consumidores nacionales” y
confunde dos fenómenos sobre los precios de los carburantes:
la diferente proporción de las subidas o las bajadas del PVP
respecto a la cotización internacional y la velocidad de
traslación.
Respecto al primero de estos fenómenos, afirma Lourdes
Ruiz que parece lógico pensar que, ante el descenso de uno
de estos factores -cotización internacional-, el precio de venta
se verá disminuido en análoga proporción. Pues bien, esto no
es así ni en nuestro país ni en ningún otro lugar del planeta, por
una razón muy sencilla: las matemáticas.
La cotización internacional es solo eso y el precio de venta,
además del coste de la gasolina, incluye también los impuestos
y los gastos de distribución. Es como comparar peras con
manzanas. Ni bajan en la misma proporción en las bajadas, ni
suben en la misma proporción en las subidas.
Esta no es una defensa interesada, como dice la autora,
sino simplemente una cuestión aritmética. Este tópico es
recurrente en momentos de bajada del precio. ¿Acaso entre
2007 y 2008 cuando el crudo subió de 50 a 150 dólares -un
200 por ciento-, subió el precio final de 1 a 3 euros en la misma
proporción? Los impuestos, que hoy suponen el 60 por ciento
del precio y los costes de distribución, amortiguan las bajadas
al igual que las subidas.
Respecto a la velocidad de traslación, no están demostradas
las asimetrías entre la velocidad de traslación de las subidas y
de las bajadas. La señora Ruiz se refiere a un informe de la
CNMC del año 2012 en el que se afirmaba que la asimetría no
era demostrable para el gasóleo, el cual supone casi un 80 por
ciento del mercado. En cualquier caso la inadecuación de la
metodología utilizada invalidaba cualquier conclusión también
respecto a la gasolina.
La realidad sobre el precio de los carburantes es muy
distinta a la que describe Lourdes Ruiz. Los precios en el
surtidor sí reflejan las caídas de las cotizaciones
internacionales de la gasolina y del gasóleo, que es la
referencia que debe tenerse en cuenta, ya que son los
productos que utilizan los vehículos.
33
Según el Informe anual 2015 del Ministerio de Industria, los
precios antes de impuestos de la gasolina y del gasóleo en
España han caído, de hecho, más de lo que lo ha hecho la
cotización internacional, cuatro céntimos de euro por litro más,
en ambos casos.
Compara la autora, con base en los datos de noviembre de
2015, los precios y los márgenes de distribución entre Francia
y España y aquí vuelve a cometer varios errores.
El primero, dar por buena la comparativa entre los distintos
países de la Unión Europea cuando los datos recogidos por el
Boletín Petrolero no son homogéneos, tal y como señalan la
Comisión Europea y el Minetur.
El segundo error consiste en no explicar que esos márgenes
son brutos y que en un 90 por ciento son costes. No es margen
de las petroleras, como pretende hacer entender al lector. Este
mal llamado margen incluye los costes de transporte y
almacenamiento, existencias mínimas de seguridad, coste del
punto de venta, etc.
Pero es que, además, como tercer error, no tiene en cuenta
que una diferencia de márgenes brutos de distribución no es
un indicador de falta de competencia, ya que no se utilizan
criterios homogéneos en los que se tengan en cuenta la
realidad de cada mercado y los distintos factores que pueden
determinar diferencias entre los países de la UE.
Comparar los márgenes brutos entre Francia y España lleva
a conclusiones erróneas sobre el grado de competencia en
ambos países, ya que en Francia el 60 por ciento de la
distribución de carburantes se realiza en hipermercados, que
son modelos de negocio radicalmente distintos a las
Energía
OPINIÓN
estaciones de servicio tradicionales. Los patrones de consumo
entre ambos países son muy diferentes.
Termina la señora Ruiz diciendo que los precios del
combustible en España son superiores porque el margen de
distribución es mayor, escenario que se da por la ausencia de
competencia y el control del monolito por Repsol, Cepsa y BP
Oil.
Vuelve aquí a obviar un hecho que resulta extraño que se le
haya pasado por alto y es que, como consecuencia de los
cambios introducidos por la Ley 11/2013, los operadores
petrolíferos sólo tienen capacidad para fijar el PVP en menos
del 20 por ciento de los puntos de venta del país. En el resto,
es decir en el 80 por ciento, la responsabilidad para fijar el
precio reside en el minorista.
No entendemos qué interés hay en desinformar a los
lectores. Los errores del artículo no se corresponden con un
sector responsable y absolutamente transparente, en el que
existe una competencia elevadísima.
Existen muchos más actores de los que se mencionan, tal y
como se puede ver en la página web de Minetur, en la que
figuran los precios en tiempo real de todas las gasolineras en
España.
¿Hay algún sector de la distribución en donde exista alguna
iniciativa similar? ¿Existe algún sector en donde se publiquen
las variaciones de los precios al por mayor de forma diaria?
Seamos un poco más serios y abandonemos los mitos y
prejuicios del pasado sobre el sector de distribución de
carburantes, que es moderno, transparente, competitivo y que
genera riqueza y empleo en nuestro país.
Álvaro Mazarrasa
Director general de la Asociación
Española de Operadores de
Productos Petrolíferos (AOP)
Seamos un poco más
serios y abandonemos
los mitos y prejuicios
del pasado sobre el
sector de distribución
de carburantes, que es
un sector moderno,
transparente,
competitivo y que
genera riqueza y
empleo en nuestro país
34
Energía
GAS
LA ISLA DE GOTLAND, FAVORITA PARA LA UBICACIÓN
DE LA NUEVA PLANTA DE ENAGÁS EN SUECIA
La planta piloto que Enagás pretende poner en marcha en Suecia usará tecnología Power to
Gas y se sumará a los activos que la compañía tiene fuera de España para reforzar
la seguridad de suministro energético
CONCHA RASO
Sede de Enagás
en Madrid.
N.MARTÍN
H
ace un año Enagás adquiría a EQT Infraestructure Limited el
50 por ciento de Swedegas, operadora del sistema gasista
sueco y compañía propietaria de toda la red de gasoductos de
alta presión de Suecia -un total de 600 kilómetros-, de un
almacenamiento subterráneo de gas y de dos plantas de
biogás. El otro 50 por ciento fue adquirido por la compañía belga Fluxys. Esta
operación, por importe de 97,1 millones de euros, forma parte del conjunto de
inversiones que Enagás realizó el pasado año por valor de 530,2 millones de
euros -206,1 millones en España y 324,1 millones a nivel internacional-.
35
Además de la ejecución de dos terminales de Gas Natural Licuado en las
regiones de Goteborg -calificada como Proyecto de Interés Común por la
Unión Europea-, y Gävle -que incluye una red de gas-, desde la compañía
sueca se está estudiando la construcción de una planta piloto con tecnología
Power to Gas.
En cooperación con representantes del sector energético del país y la
Agencia de Energía sueca, se barajan tres opciones para su ubicación: Piteå,
Falkenberg o la isla de Gotland. La nueva planta se sumaría a la treintena de
plantas piloto de estas características que hay actualmente en Europa -en
operación o en fase de construcción-.
Aunque a día de hoy se desconoce su emplazamiento definitivo, todo
parece indicar que el lugar favorito para albergar la planta piloto podría ser la
isla de Gotland. Swedegas, que prepara el relevo de su actual consejero
delegado, Lars Gustaffson, por Johan Zettergren para el próximo 1 de julio,
espera que su construcción proporcione importantes ventajas y nuevas
oportunidades de trabajo.
Power to Gas es un tipo de tecnología donde, en el caso de la planta
sueca, se utilizará el excedente de energía generado por la eólica para
duplicar el potencial de biogás, lo que permitirá unificar ambos sistemas
energéticos. De esta manera, la energía renovable estará disponible para ser
utilizada tanto en el transporte como en la industria.
El proceso es el siguiente: cuando el biogás es producido se generan
importantes volúmenes de dióxido de carbono. El gas de hidrógeno es
producido por la electrólisis del agua con la ayuda del excedente de la
energía eólica que no puede ser almacenada. Si el dióxido de carbono de la
producción de biogás reacciona con el gas de hidrógeno producido por el
exceso de eólica, se forma biometano, por ejemplo, biogás que es
almacenado y distribuido en la red de gas. El proceso también produce calor,
que es añadido a la red de calefacción urbana -district heating-.
Con el tiempo, esta tecnología solucionará la necesidad de almacenar la
electricidad a gran escala con la necesidad de producir combustibles más
renovables. Para 2030, se estima que entre 2 y 3 teravatios hora de gas
podrían ser producidos en Suecia con Power to Gas. Actualmente, la
producción de biogás es de 1,6 TWh, por lo que esta tecnología podría
proporcionar una valiosa inyección de energía y contribuir al cumplimiento del
objetivo de un transporte por carretera libre de combustibles fósiles en 2030.
El hecho de que Enagás, a través de Swedegas, esté inmersa en la
investigación de esta tecnología, no es otro que contribuir a sistemas de energía
Energía
GAS
Vista aérea de la planta GoBiGas de regasificación de residuos forestales de Swedegas en Suecia. EE
Las autoridades
suecas barajan otras
dos ubicaciones para
la planta: Piteå y
Falkenberg
que permitan hacer un uso más inteligente de los recursos disponibles. En este
sentido, Power to Gas podría convertirse en parte de la solución a largo plazo en
Suecia para un sistema de energía más activo, integrado y estable.
Pero éste no es el único proyecto basado en esta tecnología en el que
Enagás está presente. En España, la compañía lidera el proyecto Renovagás
“Proceso de Generación de Gas Natural Renovable”, en el que también
participan el Centro Nacional del Hidrógeno (CNH2), la Fundación Tecnalia
Research & Innovation, el Instituto de Catálisis y Petroleoquímica del CSIC y
las empresas Abengoa Hidrógeno, Gas Natural Fenosa y FCC Aqualia.
El objetivo del proyecto, financiado por el Ministerio de Economía y
Competitividad (Mineco), es construir una planta piloto Power to Gas de 15
kilovatios eléctricos y realizar el escalado e ingeniería de detalle de una
planta de 250 kilovatios. La planta producirá hidrógeno mediante un
electrolizador, que se combinará con el CO2 contenido en una corriente de
36
biogás para incrementar el contenido de metano de dicho biogás.
En otros países como Dinamarca y Alemania, la tecnología Power to Gas
se ha convertido en una solución para alcanzar los objetivos de energía
renovable en 2030 y 2050. En Alemania se han puesto en marcha un gran
número de proyectos de demostración para desarrollar esta tecnología y
mejorar su rendimiento. Hace casi tres años, el fabricante de automóviles
Audi abrió una fábrica en Wertle, donde el combustible renovable para los
vehículos alimentados por gas está siendo producido con esta tecnología.
Estrategia sueca de biogás
En noviembre del pasado año, Suecia presentó una estrategia nacional de
biogás con un objetivo de 15 teravatios hora en el año 2030, de los que
alrededor de 12 teravatios hora serán necesarios en el sector transporte.
Asimismo, a la luz del aumento de la demanda de combustible verde en el
sector industrial, se estima que el uso de biogás por parte de este sector
alcanzará los 3 teravatios hora en 2030.
Para alcanzar el objetivo establecido en la estrategia, serían necesarias
una serie de medidas como ampliar la exención fiscal para el biogás más allá
de 2020 e incluirlo en el sistema de cuota obligatorio una vez se haya
desarrollado completamente, ayudas para los autobuses impulsados con gas
y aprobar un fondo de inversión para producir biocarburantes avanzados.
Según la última estadística elaborada por la Asociación Europea de Biogás
(EBA), Europa contaba a finales de 2014 con un total de 17.240 plantas de
biogás con una capacidad total instalada de 8.293 MWe, un 18 por ciento
más respecto al año anterior. Alemania lidera el ranking con 10.786 plantas,
seguida de lejos por Italia con 1.491 y Reino Unido con 813. Suecia ocupa la
octava posición con un total de 279 plantas de biogás. En términos de
producción de biogás, diferentes asociaciones nacionales cuantifican la
cantidad total de electricidad producida a partir de biogás en 63,3 TWh, cifra
que corresponde al consumo anual de 14,6 millones de hogares europeos.
En el caso del biometano, el número total de plantas en 2014 asciende a
367, un 23 por ciento más respecto al año anterior. Alemania también se
sitúa en cabeza, con un total de 178 plantas de biometano, seguida de
Suecia con 59 y Reino Unido con 37. A pesar de su pequeño tamaño en
términos de consumo de gas, Suecia se ha colocado por delante en la
producción de biometano para su uso en el transporte. El país dedicó el 78
por ciento de sus 1.303 GWh de producción para abastecer de combustible a
casi 50.000 vehículos.
Energía
GAS
Ejemplo de planta
Power to Gas de
E.on en la localidad alemanda de
Falkenhagen. EE
Presencia de
Enagás en Suecia
■ GoBiGas y Jordberga
En 2014, Swedegas- participada al
50 por ciento por Enagás- conectó
las dos primeras plantas de
biogás a la red. La planta de
digestión anaerobia de Jordberga,
en Trelleborg, que utiliza residuos
agrícolas y produce 100
gigavatios hora de biogás al año;
y la planta GoBiGas en Goteborg,
planta de demostración a gran
escala de gasificación de residuos
forestales. Se trata de un ejemplo
único de desarrollo de tecnología
que producirá aproximadamente
160 gigavatios hora de biogás al
año.
■ Incremento del biogás
El incremento del biogás en el
sistema de Swedegas está
directamente relacionado con los
objetivos medioambientales
europeos y nacionales. Una
mayor presencia de biogás
debería aumentar la vida útil
económica de todas las redes de
gas y facilitar la construcción de
nuevas redes. El desarrollo
continuado del incremento de la
cuota de biogás en el sistema de
Swedegas, servirá como ejemplo
indiscutible de las inversiones en
la infraestructura de gas natural
para preparar el camino a
alternativas más verdes.
37
Energía
GAS
Kosmos Energy
descubre gas en
Mauritania y Senegal
Juan Carlos García,
nuevo director de
Oil & Gas de Sener
Enagás finaliza
la hibernación del
almacén Castor
Irak exporta
la primera remesa
de gas
Redexis Gas llevará
gas a Calzada de
Calatrava
La compañía petrolera
americana Kosmos Energy,
ha anunciado el
descubrimiento de una
bolsa de gas en la zona
paralela al sur de
Mauritania y el norte de
Senegal. Las tareas en el
pozo de Ahmeyim-2, muy
cercano al yacimiento de
Tortuga-1 y a 5 kilómetros
de la costa del sur de
Mauritania, han llevado a
excavar a una profundidad
de 5.200 metros. El
resultado: 78 metros de
zona productiva gasífera en
2 depósitos de gran calidad.
Sener cuenta con un nuevo
director de Oil & Gas, Juan
Carlos García, responsable
de desarrollar la actividad
de la empresa en dicho
sector. Ingeniero superior
industrial por ICAI, lleva
veinte años como
reponsable de diferentes
proyectos de plantas
industriales y navales.
Durante 14 años ha
ocupado el puesto de
responsable de la Dirección
de Desarrollo y Comercial
dentro de las áreas de
Power y Oil & Gas en
distintos países.
Enagás ha finalizado el
proceso de hibernación del
almacén subterráneo
Castor con un doble sellado
de los pozos. Con estos
trabajos, la compañía pone
la instalación en
condiciones seguras, sin
gas en plataforma,
gasoducto e instalaciones
de tierra; sin alterar la
estructura del
almacenamiento y
realizando las tareas
necesarias para el
adecuado mantenimiento y
preservación de los
equipos.
Irak ha exportado su
primera remesa de gas
licuado al extranjero desde
que el país árabe descubrió
este combustible. El barco
partió desde el puerto de
Um Qasr, en la ciudad
meridional de Basora, a
través de un portador
extranjero. La cantidad de
la carga es de 283 metros
cúbicos y la exportación ha
sido fruto de los esfuerzos
del personal nacional en la
Compañía de Gas de
Basora en colaboración con
las empresas Royal Dutch
Shell y Mitsubishi Group.
Redexis Gas ha firmado un
convenio con el
Ayuntamiento de Calzada
de Calatrava (Ciudad Real)
para la implantación y
desarrollo del servicio de
gas natural canalizado en el
municipio. La compañía
invertirá unos 2 millones de
euros en la construcción de
una planta provisional de
GNL y en la canalización
principal de varias calles
mediante la construcción de
más de 6,5 km de red de
distribución, lo que
beneficiará a más de 4.200
ciudadanos y negocios.
38
Energía
ENTREVISTA
JOSÉ
SALMERÓN
Presidente de la Asociación de Representantes
en el Mercado Ibérico de Electricidad (Armie)
CONCHA RASO / RUBÉN ESTELLER
Armie lleva siete años gestionando la venta de la electricidad que generan las
instalaciones independientes de renovables, cogeneración y residuos. Según
José Salmerón, presidente de la asociación, los productores que utilizan sus
servicios se han ahorrado una media de un 95 por ciento del precio regulado
de la representación de último recurso. Además, la gestión de la producción
de régimen especial en las carteras de los representantes les supone un
ahorro del coste de los desvíos que supera los 50 millones de euros anuales
ELISA SENRA
En abril se cumplen siete años de la fundación de Armie. ¿Qué
valoración hace de este periodo?
La asociación nace en un momento de necesidad para los representantes
porque necesitábamos tener una sola interlocución en la tramitación de una
serie de reformas de liquidación de las primas de nuestros clientes: los
productores de renovables, cogeneración y residuos. Darles a conocer
nuestro trabajo no ha sido fácil, pero se han dado cuenta de los beneficios
que les aporta. Que se tengan en cuenta nuestras opiniones en este
mercado es muy importante a la hora de sacar una nueva regulación para
fomentar la competencia y la capacidad de participación de nuestras
representadas en el mercado. Tenemos una relación muy estrecha con la
“Las asociaciones son grupos de intereses vivos pero, a veces,
no todos los que las integran tienen los mismos objetivos comunes”
39
Energía
ENTREVISTA
CNMC, el operador del mercado y del sistema y el propio Ministerio. Armie es
los ojos, los oídos y la voz de los productores independientes frente a las
entidades regulatorias y de mercado, pero también la cabeza que interpreta
toda la regulación de cara a nuestros clientes, que analiza sus efectos, se lo
cuenta y les propone posibilidades nuevas que plantea la nueva regulación.
Este trabajo no tiene un valor económico directo en el largo plazo, pero sí un
valor general muy alto para reguladores, operadores y productores.
¿Qué tipo de actuaciones aportan mayor valor a sus representados?
El más inmediato, el ahorro del coste del desvío. Luego hay otros intangibles
que los productores no ven, que es una gestión 24x7 de las ofertas. Tenemos
personas trabajando todas las horas del año gestionando las nuevas
previsiones que nos llegan para ajustar los programas para que este desvío
sea el menor posible. También tenemos centros de control para enviar
señales en tiempo real a REE y reenviar las limitaciones que el operador del
sistema nos manda para la integración de las renovables, cogeneración y
residuos en el sistema. Toda la parte de liquidación es una comprobación
muy compleja porque para cada hora del año puede haber entre 15 y 20
datos para liquidar por cada representado. Además, hay que conocer muy
bien la regulación y cómo se aplica a la hora de comprobar las liquidaciones.
¿Cuáles han sido las razones de la salida de Enérgya-VM de la
asociación? ¿Es cierto que la compañía ha impugnado esta decisión?
Las asociaciones son grupos de intereses vivos y en movimiento, y no en
todo momento todos los que las integran tienen esos mismos objetivos
comunes y coincidentes con la mayoría. Es normal, y no tiene mayor
transcendencia en Armie ni en la vida del sector, que las empresas entren y
salgan de una asociación.
¿Hasta qué punto considera que la actividad de representación es
esencial en el esquema de funcionamiento del sector eléctrico?
Uno de los grandes avances que ha tenido este sector en los últimos años es
la introducción de la competencia. Ha habido todo tipo de inversores que han
puesto en marcha proyectos de todas las tecnologías y que suponen entre
un 25-30 por ciento de la generación que pueda haber en el mercado. Si esto
lo comparamos con la competencia que hay en el sector del suministro, de la
comercialización, prácticamente se duplica. Estamos hablando de que el
suministro realizado por empresas independientes está en torno a un 15 por
ciento nada más. La gestión independiente de toda esa energía ha permitido
introducir mucha más competencia en un mercado en el que hay muchas
barreras de entrada para generar electricidad.
ELISA SENRA
“El mayor valor
para los clientes
es el ahorro del
coste del
desvío”
“El mayor
avance del sector
eléctrico es la
introducción de
la competencia”
“Queremos
más mercados en
los que se pueda
gestionar
la energía”
¿Cómo ha evolucionado el mercado eléctrico en los últimos años?
El papel de los representantes ha sido fundamental a la hora de tener nuevos
actores en el mercado que puedan competir con la misma información e igual
conocimiento que cualquier compañía eléctrica tradicional. En un primer
momento, las empresas que representamos estaban muy apegadas a la
tarifa que les aseguraba la administración y todo el concepto de gestión de
mercado era algo adyacente, simplemente para la minoración del coste del
desvío. Esto ya no es así. Ahora tienen en su mayor parte una retribución fija
por megavatio instalado y están expuestas al riesgo de precio de mercado en
periodos de tres o seis años. Esa gestión de riesgo en el precio es algo que
todavía no se ha desarrollado plenamente, que tiene mucho potencial y que
puede permitir una gran competencia para las comercializadoras
independientes que quieran vender la energía a plazo.
¿Qué aspectos podrían mejorarse?
Siempre hemos defendido un incremento del número de mercados en los
que se pueda gestionar la energía -mercados intradiarios-. Cuantas más
veces se pueda gestionar una misma hora y más podamos ajustar la energía
que se venda a la mejor previsión posible de generación, menor será el coste
de los desvíos. Este es un tema pendiente que debería retomarse. También
hay un proyecto europeo de convertir este mercado intradiario en un
mercado de negociación continua. También quedan pendientes los
desarrollos de las coberturas de precio a largo plazo de los mercados de
energía, no porque no existan ya, sino por la involucración de las
instalaciones que representamos en esta negociación. El objetivo es que
aumente la competencia en este mercado como lo ha hecho en el mercado
diario de electricidad, que ese mercado responda a toda la demanda y toda
la generación que está expuesta a riesgo de precio para que, al final, todas
esas bondades de competencia en el mercado de producción se puedan
trasladar con un mejor precio a los consumidores finales.
¿Qué consecuencias ha traído el cambio del modelo retributivo de
generación de electricidad a partir de fuentes renovables?
Los productores se han hecho sensibles al precio de mercado. Ya no vale
40
Energía
ENTREVISTA
contemplan la participación de las renovables, cogeneración y residuos en
las pruebas de habilitación para prestar servicios auxiliares al operador del
sistema. Son pruebas técnicamente exigentes en las que no todas las
tecnologías van a ser capaces de participar. Una vez superadas, hay que
hacer una gestión bastante compleja valorando los costes de oportunidad de
cada tecnología en cada hora para participar en uno u otro segmento del
mercado. Al sector le va a costar adaptarse, pero las que lo consigan tienen
ante sí nuevos mercados y fuentes de ingreso para sus proyectos.
Respecto a las subastas de adjudicación de potencia renovable,
¿considera que debería realizarse algún cambio?
Es claramente mejorable. Sobre cuál podría ser el mejor diseño hay varias
teorías y es posible que todos tengan parte de razón. Habría que abrir un
proceso de interlocución con los sectores involucrados para intentar llegar a
un acuerdo sobre la mejor estructura para una nueva subasta u otro
esquema de asignación de potencia.
ELISA SENRA
vender energía a cualquier precio, hay que tener en cuenta los pequeños o
grandes costes variables en la generación de la electricidad; y esto les lleva a
modular su carga. También tiene consecuencias en la operación del sistema,
porque si antes REE podía contar con una producción renovable en función
de la meteorología, ahora tiene que contar con la meteorología como
disponibilidad de energía, pero también tiene que contar cómo va a salir el
precio del mercado para saber si esa energía se va a producir o no. Esta
nueva sensibilidad al precio de mercado, debería llevar a que los productores
quisieran gestionar ese riesgo de precio y vender su energía a plazos más
lejanos para asegurar un precio de venta que les permita la financiación de
sus proyectos en el corto y medio plazo.
¿Cómo está funcionando la nueva regulación para dar entrada a las
renovables?
Se acaban de aprobar nuevos procedimientos de operación que facilitan y
“Las renovables
podrán prestar
servicios auxiliares
al operador del
sistema”
“No conozco
casos de fraude,
pero ahí está la
CNMC para
supervisar”
La Agencia europea Acer ha adelantado casi un mes la recogida de
datos del mercado ¿Cómo espera que evolucione esta supervisión?
La verdad es que los datos que tiene que analizar Acer son ingentes. No
estamos hablando solamente de las casaciones o de los resultados del
mercado; estamos hablando de un mercado diario donde para cada hora se
puede negociar hasta seis veces y, además, se pueden enviar varias ofertas
de una misma unidad de generación. El análisis es muy complicado. Hay que
tener medios y recursos dedicados y especializados en este tipo de análisis
que no sé si ellos van a disponer, en este momento, para hacer todo el uso
de la información contenida en los envíos que se están realizando a Acer.
Con el tiempo se irán mejorando y se podrán detectar situaciones de
manipulación de precios en el mercado, abusos de posición dominante,
utilización de información confidencial… Pero a corto plazo va a ser difícil que
Acer pueda exprimir toda la información que se le está proveyendo.
¿Qué se puede hacer para luchar contra el fraude en el ‘trading’ de
energía?
No soy consciente de que se haya producido ningún caso de fraude. Es la
CNMC la que tiene que supervisar cualquier situación de este tipo a nivel
nacional y dictaminar si existen procedimientos irregulares o actividades que
no se corresponden con el funcionamiento normal de los mercados.
42
Energía
EL RADAR
Evolución de la cotización del crudo
Dólar por barril
West Texas/EU
Brent/Reino Unido
58,92
49,59 51,63
58,15
52,48
45,25
45,92
46,28
46,12
60,75
64,62
61,33
37,90
40,58
33,20
57,14
57,19
49,49
31,62
48,88
49,45
47,91
42,97
31,66
MAR.
ABR.
MAY
JUN.
JUL.
AGO.
SEP.
OCT.
NOV.
2015
DIC.
ENE.
FEB.
MAR.
MAR.
ABR.
MAY
JUN.
2016
JUL.
AGO.
2015
SEP.
OCT.
NOV.
DIC.
32,45
ENE.
FEB.
elEconomista
EL BARRIL DE PETRÓLEO, EN
LA BARRERA DE LOS 40 DÓLARES
El precio del barril de petróleo ha rondado la barrera de los 40 dólares en las últimas semanas. El sector va a estar
muy atento a la reunión de Doha el 17 de abril en la que se evaluará la propuesta de congelar la producción
P
MAR.
2016
Fuente: Revista Energíahoy.
ocas oscilaciones ha sufrido el precio del barril de
petróleo en el último mes. Al cierre de esta
edición, el barril de petróleo Brent de referencia
en Europa para entrega en mayo en el mercado
de futuros cotizaba en 40,75 dólares, un 0,69 por
ciento más que al cierre de la jornada anterior.
Por su parte, el barril de petróleo WTI de referencia en
Estados Unidos para entrega en mayo cotizaba por debajo de
los 40 dólares, concretamente, 39,46 dólares el barril, un 0,85
por ciento menos que al cierre de la jornada anterior, una leve
39,02
caída pese a la noticia de la reducción de la cantidad de pozos
activos en Estados Unidos.
En opinión de los expertos, el mercado intenta reorientarse
pero seguirá lastrado por el alto nivel de los stocks a falta de
medidas concretas de la Opep y otros exportadores para
reducir la producción.
El próximo 17 de abril tendrá lugar en Doha una reunión a la
que acudirán países productores de petróleo, miembros y no
miembros de la Opep, para evaluar la propuesta de congelar la
producción para sostener los precios del crudo.
Acceda a los cuadros del petróleo más
completos de la mano de Energía Hoy
Energía
OPINIÓN
44
EL PERSONAJE
el zoo
energético
Por Rubén Esteller
Isolux sueña con 130
millones por T-Solar
I
EFE
solux sueña con recibir 130 millones de euros por su participación en T-Solar.
La operación, no obstante, no parece tan sencilla como algunos quieren
hacer creer, ni los precios tan altos como a otros les gustaría. Según han
indicado fuentes conocedoras de la negociación, la compañía quiere lograr cerca
de 130 millones de euros con la venta de su filial energética pero algunos de los
fondos que participan en el proceso no están dispuestos a aflojar tanto el bolsillo.
Isolux, no obstante, necesita un precio elevado ya que Corpfin Capital -el
verdadero ganador de esta operación- cuenta con un pacto de recompra que
piensa ejecutar el próximo mes de mayo y que forzará a la empresa a recomprar
el 10 por ciento del capital por 78 millones de euros.
Isolux, por lo tanto, tendrá que acelerar la venta para poder hacer frente a esta
situación en un momento en el que la caja de la compañía no atraviesa por el
mejor momento posible. T-Solar sorprendió cuando en diciembre pasado logró
renegociar su deuda. La operación, que sin duda supone un reconocimiento a
los asesores, encabezados por el bufete Watson Farley, ha permitido dar una
nueva vida a esta empresa al ampliar los plazos de pago.
Isolux esperaba ingresar cerca de 700 millones con las desinversiones de
activos pero todas las operaciones anunciadas parece que siguen sin llegar a
buen puerto.
Vela, participada por Centerbride y Qualitas Venture Capital, al igual que Saeta
Yield, Cerberus y otros interesados como Fortum y Bruc Capital han realizado
planteamientos de precio que hubo sobre la mesa que eran notablemente más
limitados al considerarse que en la práctica los activos de la compañía no son
especialmente buenos.
Isolux además está a la espera de su segundo arbitraje por el recorte a la
fotovoltaica que se espera que pueda salir este mes de abril, pero las
perspectivas no son especialmente halagüeñas.
Pedro Fernández Frial
Ex director general en Repsol
Pedro Fernández Frial deja Repsol por la puerta grande. El ejecutivo es uno
de los grandes artífices del éxito que la petrolera está logrando en el área
de refino y márketing. Su apuesta por el desarrollo de la refinería de
Cartagena en la mayor inversión industrial que se ha realizado en España
ha permitido a la petrolera mantener la fortaleza de su cuenta de resultados
pese al adverso escenario en el que transitan en estos momentos los
precios del petróleo. Fernández Frial además es uno de esos directivos que
con su capacidad de explicación logran que los profanos logremos entender
algo mejor el negocio petrolero, quizá también por eso el Colegio Oficial de
Ingenieros de Madrid tuvo el acierto de elegirle Ingeniero del Año en 2012.
LA CIFRA
75,04
por ciento
Es el porcentaje de adhesiones que ha logrado
Abengoa para conseguir siete meses más para
negociar el respaldo al plan de viabilidad que la
empresa ha presentado con la colaboración de
Álvarez Marsal y Lazard y tras la supervisión de
KPMG. Con este logro, la ingeniería se aleja del
concurso de acreedores pero todavía está a la mitad
del camino.
EL ‘RETUITEO’
@ferrandovitales
Necesidad de establecer tarifas
sociales es imperiosa. El bono
social no vale y no puede ser un
acto de generosidad