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Energía
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elEconomista
Energía
elEconomista
Revista mensual
28 de julio de 2016 | Nº 45
EL GOBIERNO PREPARA
UNA SUBASTA DE 3.000 MW
EN RENOVABLES
La fotovoltaica será incluida por primera vez en
la convocatoria para la adjudicación de 2.000 MW
Opinión:
|
Juan Procaccini
Presidente de la Agencia Argentina de
Inversiones y Comercio Internacional
“La inversión extranjera en energía en
Argentina alcanzará los 75.000 millones” | P38
Reciclar una tonelada de
paneles solares cuesta
250 euros | P22
P6
Antonio P. Palacio
David Díez y Luis Soto
Josep Capdevila
P10
P20
P26
Presidente de Acogen
Socios de Watson Farley & Williams Spain
Presidente de Adap
SUMARIO
2
10. Opinión
Nuevo recorte a las plantas de cogeneración
La nueva Orden implica recortes adicionales
de 287 millones de euros a esta industria
Actualidad
El Gobierno prepara una subasta
para 3.000 MW en renovables
La FV participará por primera vez en la nueva convocatoria,
en la que se podrían subastar hasta 2.000 MW de esta tecnología
Energía
elEconomista
Renovables
Reciclar una tonelada de paneles solares cuesta 250 euros
El coste logístico puede estar en el entorno de los 200 euros
y su posterior tratamiento entre los 30 y los 100 euros
14. Electricidad
Marco sólido para cumplir
con Europa en 2030
El sector quiere objetivos vinculantes y eliminar las
barreras administrativas para potenciar inversiones
20. Opinión
Dudas sobre la constitucionalidad del IVPEE
06
22
28
38
El Tribunal Supremo ha dictado varios autos
contra 12 artículos de la Ley 15/2012
34. Gas
Gestionar bien los riesgos
en la compra de gas
Los distintos tipos de contratos pueden plantear
dudas a las industrias sobre el más adecuado
Edita: Editorial Ecoprensa S.A. Presidente de Ecoprensa: Alfonso de Salas
Vicepresidente: Gregorio Peña Director Gerente: Julio Gutiérrez
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Serrano Jefe de Publicidad: Sergio de María
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Director de ‘elEconomista Energía’: Rubén Esteller Diseño: Pedro Vicente y Alba
Cárdenas Fotografía: Pepo García Infografía: Nerea Bilbao Redacción: Concha
Raso
Carburantes
Las petroleras de EEUU y Asia,
foco del capital riesgo
Los inversores planean un 25% de adquisiciones antes
de finales de 2016 y un 43% en el primer semestre de 2017
Entrevista
Juan Procaccini, pte. de Agencia
Argentina de Inversiones
“Estimamos que la inversión extranjera en energía en
Argentina alcanzará los 75.000 millones de dólares”
EDITORIAL
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elEconomista
Energía
EL ILUMINADO
@eEEnergia
Una segunda oportunidad para
la energía fotovoltaica
E
l Ministerio de Industria está preparando una segunda
subasta de renovables, tal y como se desveló en esta misma
revista el mes pasado en la hoja de ruta que preparaba el
Gobierno. En esta segunda convocatoria se espera que la
energía fotovoltaica reciba una segunda oportunidad para
crecer en nuestro país.
Para ello, se espera que se subasten hasta un máximo de 2.000 MW, lo
que vuelve a abrir la posibilidad de que las fábricas que se están poniendo
de nuevo en marcha en España tengan carga de trabajo para los años
venideros. Con este sistema, además, se logrará contener los costes y
aprovechar la curva de aprendizaje de una tecnología que ha venido
reduciendo sus precios de modo constante.
A lo largo de los últimos meses se han podido ver récords de precios en
las subastas celebradas en otros países, lo que permite ser optimistas para
su desarrollo en España; pero tampoco hay que olvidar el futuro, como bien
se ha encargado de recordar Irena recientemente. La capacidad
fotovoltaica instalada a nivel mundial ha alcanzado los 222 gigavatios a
finales de 2015, con China, Alemania y Japón a la cabeza, que suman el 50
por ciento de la potencia total instalada, una cifra que, según las
previsiones, podría aumentar hasta los 1.600 gigavatios en 2030 y superar
los 4.500 gigavatios en 2050. Una buena noticia, sin duda, para el sector
solar, pero la vida útil de un panel está en el entorno de los 30 años y, al
final del mismo, se convierte en un residuo que hay que reciclar.
Según un informe elaborado por Irena y el Programa Fotovoltaico de la
Agencia Internacional de la Energía (IEA-PVPS), a finales de 2016 los
residuos de paneles fotovoltaicos a nivel mundial alcanzarán las 250.000
toneladas. Un volumen insignificante si lo comparamos con los 8 millones
de toneladas de residuos previstos en 2030 y a los 78 millones de
toneladas para 2050. Por este motivo, la directiva de renovables en la que
está trabajando la Comisión Europea debe tener en cuenta todos estos
aspectos y su financiación.
La nueva normativa, que se espera
que esté lista el próximo otoño, no
debe quedarse en un sistema para
impulsar el crecimiento de las
renovables, sino que debe abarcar
todas las fases del ciclo, un extremo
que en numerosas ocasiones se deja
fuera del debate, como por ejemplo
en el caso de las baterías del coche
eléctrico o del reciclaje de las palas de
los aerogeneradores.
Industria dará una
segunda oportunidad
a la fotovoltaica en
España mientras se
prepara la nueva
directiva en Bruselas
que debería recoger
todo el ciclo de vida
de las energías
renovables
Miguel Antoñanzas
PRESIDENTE DE VIESGO
La compañía ha incrementado en
150 millones la emisión de bonos
que realizó en mayo, prueba de la
solidez y confianza que despierta
en los mercados.
EL APAGÓN
Miguel Arias Cañete
COMISARIO DE ENERGÍA
Los requisitos que la Comisión
Europea ha impuesto a España
para el año 2030 son muy laxos.
Sería necesaria una mayor
ambición política.
AGENDA
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Evento: Eurosim 2016.
Organizan: SIMS, Finnish Society of Automation
and University of Oulu.
Lugar: Oulu. Finlandia.
Contacto: http://eurosim2016.automaatioseura.fi
Evento: Argentina Business & Investment Forum.
Organiza: Argentina Investment and Trade
Promotion Agency.
Lugar: Buenos Aires. Argentina.
Contacto: http://www.argentinaforum2016.com
Evento: Workshop Thermal Storage for Solar
Thermal Concentrating Plants.
Organizan: Imdea y Ciemat.
Lugar: Parque Tecnológico de Móstoles. Madrid.
Contacto: http://www.energia.imdea.org/eventos
Evento: European Geothermal Congress.
Organiza: European Geothermal Energy Council.
Lugar: Estrasburgo. Francia.
Contacto: http://europeangeothermalcongress.eu
Evento: Intersolar Middle East.
Organiza: Intersolar.
Lugar: Dubai World Trade Center. Emiratos Árabes.
Contacto: https://www.intersolar.ae/en
elEconomista
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27
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Energía
Evento: UzEnergyExpo.
Organiza: IEG Uzbekistan.
Lugar: Tashkent. Uzbekistán.
Contacto: http://ieg.uz
Evento: Retos y soluciones del alargamiento de
vida de los parques eólicos en operación.
Organiza: Asociación Empresarial Eólica (AEE).
Lugar: Hotel Meliá Avenida de América. Madrid.
Contacto: http://www.aeeolica.org
Evento: Wind Energy Hamburg Messe.
Organiza: Ewea.
Lugar: Hamburgo. Alemania.
Contacto: http://www.windenergyhamburg.com/en
Evento: Máster en Derecho de la Energía.
Organiza: Club Español de la Energía.
Lugar: Paseo de la Castellana, 257. Madrid.
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: Egética 2016.
Organiza: Feria de Valencia.
Lugar: Valencia.
Contacto: http://egetica.feriavalencia.com
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ACTUALIDAD
elEconomista
Energía
LA FOTOVOLTAICA, NUEVA INVITADA
EN LA SEGUNDA SUBASTA DE RENOVABLES
El Gobierno en funciones quiere celebrar una nueva subasta de
renovables en otoño. Además de la eólica y la biomasa, también
estarán incluidas otras tecnologías como la fotovoltaica
CONCHA RASO
E
l miedo de que España no pueda alcanzar el objetivo europeo de
cubrir con renovables el 20 por ciento del consumo total de
energía en 2020 es la razón por la que el Gobierno en funciones,
a través de la Secretaría de Estado, está planeando celebrar una
nueva subasta de renovables antes de final de año.
El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (Idae) ha sido el
portavoz de la noticia. A principios de julio convocó a las principales
asociaciones del sector a una reunión de urgencia en la que les informó de la
intención de Industria de realizar una segunda subasta renovable en la que, a
ISTOCK
7
priori, estarán incluidas varias tecnologías. Si en la primera subasta, en la
que se adjudicaron 700 megavatios, solo tuvieron cabida la eólica -500
megavatios- y la biomasa -200 megavatios-, en la segunda, buena parte del
protagonismo se lo llevará la fotovoltaica.
Aunque aún quedan flecos por resolver, algunas fuentes del sector han
señalado que la cifra que baraja el Gobierno para la nueva subasta estaría
en los 3.000 megavatios, de los que alrededor de 1.000 serían de eólica y el
resto -unos 2.000 megavatios- de fotovoltaica, incluidos algunos megavatios
para otras tecnologías.
El sector ha calificado de positiva la decisión tomada por Industria, “sobre
todo si tenemos en cuenta que la Comisión Europea exigirá, a partir de 2017,
que todos los Estados miembros utilicen subastas para apoyar a las
renovables y, por tanto, nos parece bien que se convoquen en España
cuanto antes, máxime con los objetivos europeos a 2020 a la vuelta de la
esquina”, ha señalado a elEconomista Energía Juan Diego Díaz, presidente
de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).
En opinión de Jorge Barredo, presidente de Unión Española Fotovoltaica
(Unef), “la convocatoria de una nueva subasta abre oportunidades para
reactivar el sector fotovoltaico, paralizado en los últimos años. Como
demuestran las experiencias internacionales, la tecnología fotovoltaica ha
llegado a un alto nivel de competitividad en términos de precios. Basta
pensar, a modo de ejemplo, los bajos precios ofertados en las últimas
subastas internacionales de México y Dubái”.
Necesidad de hacer cambios
A tenor de los resultados de la convocatoria anterior, el sector no las tiene
todas consigo ya que, según Barredo, “los términos de la nueva subasta
serán básicamente los mismos, por lo que ésta será marginalista y se
ofertará al precio de inversión”. Recordemos que las empresas que
participaron en la primera subasta pujaron tan a la baja que perdieron las
ayudas por las que competían. En el caso de la eólica, los inversores solo
percibirán la retribución del mercado y, en el caso de la biomasa, percibirán la
retribución del mercado más una retribución a la operación.
Las asociaciones esperan que esta convocatoria “no sea un evento
aislado” y piden al Ministerio que “defina un calendario de subastas para el
medio/largo plazo en función de las necesidades del sistema y del grado de
ejecución de los proyectos”. Pero, sobre todo, hacen hincapié en que “se
corrijan aspectos de la primera subasta” -muchos de ellos mejorables-, “en
ACTUALIDAD
elEconomista
Energía
Trabajadores en
un parque eólico.
ALAMY
3.000
Es el número de
megavatios que
se barajan para
la segunda subasta
de renovables
línea con los modelos que rigen en otros países”.
Según José María González Moya, director general de la Asociación de
Empresas de Energías Renovables (Appa), “la nueva subasta debería
incorporar más requisitos para asegurar la capacidad técnica y económica de
los participantes, que permitan la materialización de los proyectos aunque,
previamente a cualquier planteamiento sectorial, es necesario contar con un
marco regulatorio estable y un pacto de amplio consenso y duradero”.
AEE también defiende que se garantice la ejecución de los proyectos
“introduciendo criterios de precalificación” y que el Ministerio haga un
seguimiento para que los proyectos adjudicados que no lleguen a tiempo
para cumplir los objetivos europeos, “sean sustituidos por otros”.
La asociación eólica considera necesario modificar la regulación para
“restablecer la seguridad jurídica y eliminar incertidumbres”, lo que supondría,
entre otras cosas, “eliminar la posibilidad de que se modifique la rentabilidad
8
ACTUALIDAD
elEconomista
Energía
Vía libre para la
eólica en Canarias
de los proyectos cada seis años, así como los límites de la senda de precios
de mercado que se utiliza para decidir la retribución de las instalaciones,
además de que se compense a las instalaciones por las desviaciones del
precio del mercado cada año y no cada tres”.
El presidente de Unef considera que la nueva subasta debería, en primer
lugar, “funcionar en base a precio aceptante, es decir, que el precio que se
ofrece corresponda al precio que se va a pagar y, en segundo lugar, “que la
adjudicación de la potencia sea en función del precio por kWh producido y no
en función del coste de inversión. Solo de esta manera se evitarían costes
falseados y se acabarían primando las plantas y proyectos más eficientes”.
Barredo también afirma que para facilitar el cumplimiento de los objetivos
“se debería subastar energía producida y no potencia instalada”, a la vez que
es partidario de que “al menos un 20 por ciento de la subasta se reserve para
proyectos inferiores a diez megavatios, para que todos los agentes del
mercado tengan su oportunidad”.
■ 49 proyectos
El Ministerio de Industria ha
publicado el resultado definitivo
del cupo eólico canario. En esta
segunda convocatoria se han
aprobado 49 proyectos que
suman conjuntamente 436 MW, a
los que se unen los proyectos de
la anterior convocatoria, con los
que se completa la cifra de los
450 MW totales aprobados.
Todas las instalaciones contarán
con un régimen retributivo
Forestalia podría volver a presentarse
especial.
■ Tenerife y Gran Canaria
El Grupo Forestalia Renovables fue el ganador indiscustible de la subasta
celebrada en enero pasado, en la que se adjudicó 300 de los 500 megavatios
de eólica y 108,5 megavatios de los 200 megavatios en biomasa, para los
que ha cerrado un acuerdo con el gigante energético chino Gedi -Guandong
Electric Power- para su desarrollo.
Forestalia renunció a recibir subvenciones, reventando así una puja en la
que la mayoría de las eléctricas tradicionales intentaban lograr permisos para
construir renovables con subvención. El grupo, que actualmente construye la
mayor fábrica de pellets y astilla del país en Erla (Zaragoza), busca ahora un
socio que le ayude financieramente a construir las instalaciones. La
operación podría rondar los 300 millones de euros.
Según han confirmado fuentes de Forestalia a esta publicación,
“aceptaremos ofertas tanto de fondos de inversión como de empresas
energéticas ya establecidas y otros grupos industriales. Los fondos están
siendo hiperactivos en compras de activos de renovables en España y están
protagonizando lo que se considera la mayor recomposición de la estructura
empresarial del sector hasta ahora”.
En relación con la convocatoria de una segunda subasta de renovables,
Forestalia ha señalado que “una vez que se constituya un Gobierno estable y
con garantías de permanencia, la empresa estará atenta a las posibles
iniciativas que puedan producirse en el campo de las renovables”.
Estas dos islas han sido las que
más proyectos han conseguido:
la primera un total de 12, que
suma 202 MW, y la segunda 29
proyectos y 185 MW.
Fuerteventura y Lanzarote se
quedan con cinco y tres
proyectos, respectivamente, que
suman una potencia conjunta
cercana a los 50 MW, mientras
que La Palma, El Hierro y La
Gomera se han quedado fuera
del cupo.
■ GNF lidera el cupo
Gas Natural Fenosa ha inscrito
13 proyectos y 65 MW con una
inversión asociada cercana a los
100 millones de euros. Del total,
45 MW se construirán en Gran
Canaria y 20 en Fuerteventura.
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FACTURA
OPINIÓN
10
elEconomista
Energía
Otro recorte más a la eficiencia
energética de la industria
Antonio Pérez Palacio
Presidente de Acogen
La Orden sobre los
valores de la
retribución a la
operación de la
cogeneración aprobada
por el Gobierno en
funciones implica
recortes adicionales de
287 millones de euros,
un nuevo jarro de agua
fría para el sector
S
uponemos que el Gobierno en funciones era
consciente al publicar la Orden sobre los valores
de la retribución a la operación de la
cogeneración el pasado 21 de julio de los daños
que ésta supone a una parte considerable de la
industria de este país.
La orden no tiene en cuenta ninguna de las alegaciones de
Acogen ni el informe de la CNMC favorable a ellas; no
contempla la situación de los mercados, ni respeta las
garantías jurídicas, aplicando nuevos recortes a las industrias
con carácter retroactivo. Es, en suma, un nuevo hachazo a la
retribución cuyo impacto será mortal para la actividad industrial
del país.
Los cogeneradores –que aportamos el 20 por ciento del PIB
industrial de España-, nos sentimos penalizados de forma
continuada por la normativa de este Gobierno y desamparados
en las políticas energéticas del Ministerio.
Esta orden, que ha sido un nuevo jarro de agua fría sobre
las empresas cogeneradoras y sus industrias asociadas,
implica recortes adicionales de 287 millones de euros. El origen
del recorte se encuentra en los fallos de previsión del propio
Ministerio al establecer los precios del mercado: total falta de
acierto en sus propias previsiones, que se han desviado en un
-43 por ciento.
En carta del pasado 14 de julio solicité expresamente a la
vicepresidenta del Gobierno que tuviera en cuenta nuestras
alegaciones y las de otras instituciones para contemplar
debidamente la situación de los mercados y que se respetaran
las garantías jurídicas de las industrias, para no aplicar recortes
con carácter retroactivo y sin que pudieran ejercer sus
derechos a paralizar su actividad. Cayó en saco roto mi
petición.
Por si fuera poco, el informe preceptivo previo a la
publicación que realizó la CNMC daba la razón a Acogen en la
justificación de los principales argumentos realizados en
relación a la revisión de los parámetros retributivos.
En más de 600 industrias alimentarias, químicas, papeleras,
cerámicas, textiles, del automóvil, o refino, la cogeneración es
la gran aliada que actúa como herramienta de competitividad
para estas industrias intensivas en consumo energético.
Tras una reforma energética que ha conducido a la
inactividad del 35 por ciento de las instalaciones y con una
reducción de 1.200 millones de euros anuales en la retribución,
la Orden coloca ahora a la cogeneración en la difícil situación
11
de ver reducida en otros 287 millones de euros más su
retribución, lo que acarreará un fuerte impacto sobre la
actividad industrial.
Los fallos en las previsiones del Gobierno se trasladan ahora
así a las industrias cogeneradoras, con mayores recortes y
más cargas financieras, algo que el sector no puede asumir y
que supondrá un duro golpe al PIB industrial nacional.
El informe de la CNMC sobre la Orden señala que la
metodología es opaca y no reproducible, impidiendo hacer
previsiones confiables a las empresas o rebatir o detectar
errores. Para la CNMC, “no permite reproducir el cálculo
realizado para llegar a los parámetros An, Bn y Cn, lo cual
resta transparencia a la metodología e impediría rebatir dicho
cálculo o detectar posibles errores”.
La CNMC estima que la información descrita sobre los
parámetros retributivos “es insuficiente, pues no permite que
los productores realicen estimaciones precisas y confiables de
cuál va a ser la evolución inminente de sus ingresos
regulados”.
Coincidiendo con Acogen, también advierte de la especial
coyuntura de precios y las tensiones y pérdidas que supone la
previsión del Gobierno con un desvío del -43 por ciento. Señala
que “la particular coyuntura de precios (…) está tensionando
los flujos de caja de las empresas sometidas a esta regulación
y dificulta la cobertura global de riesgos (…) Las Ro asumían
un precio de mercado para 2016 de 49,75 euros/MWh,
mientras que en los primeros cinco meses ha sido de 28,38
euros/MWh. (….) De consolidarse dicha diferencia de 20
euros/MWh, (…) y dado que la Ro representa en torno al 85
OPINIÓN
por ciento de la retribución regulada total -95 por ciento en las
cogeneraciones-”, ello equivale a “perder de facto toda
retribución regulada”.
La CNMC apunta que el modelo no se adecua a las
cogeneraciones y las asfixia y conduce al cierre haciéndoles
acarrear en sus cuentas las pérdidas económicas originadas
por errores en la previsión gubernamental, pretendiendo que
las empresas confíen en la devolución de parte de esas
pérdidas en más de diez años, algo insostenible para las
industrias y la lógica empresarial.
El órgano dice que los distintos horizontes temporales que
se establecen para la revisión de la Ro aplican de inmediato las
pérdidas y aplazan la revisión al alza de la retribución a la
inversión, y señala que “se lamina a lo largo de la vida útil
regulatoria residual de cada unidad retributiva, en tanto que la
actualización de la Ro se refleja de forma directa e inmediata”
en los flujos de caja de los productores. Concluye que “el
actual modelo de régimen retributivo específico (…) se
compadece mejor con la financiación de tecnologías donde
predomina la Ri, frente a la Ro”.
Finalmente el organismo expresa su preocupación al
Gobierno por tramitar la propuesta con carácter de urgencia,
dificultando las alegaciones del millar y medio de instalaciones
afectadas, y el retraso del Ministerio en remitir la propuesta que
“si se pretendía publicar la orden en todo caso antes del 1 de
julio, debería haberse remitido la propuesta al menos un mes
antes”.
En líneas generales, la CNMC da la razón a Acogen. Pero, y
ahora, ¿qué?
elEconomista
Antonio Pérez Palacio
Presidente de Acogen
La CNMC da la razón a
Acogen y ha expresado
su preocupación al
Gobierno por tramitar
la propuesta con
carácter de urgencia,
dificultando las
alegaciones de los
afectados y el retraso
del Ministerio en
remitir la respuesta
Energía
12
NACIONAL
elEconomista
Energía
Conaif y Fenie se
unen en una sola
asociación
EDF, nuevo socio
energético de Ice
Cream Factory
Primer contrato de
electricidad entre
Acciona y México
Aenor certifica 152
plantas eléctricas
de Endesa
Fundación
Renovables nombra
nueva directora
Los presidentes de Conaif,
Esteban Blanco, y de Fenie,
Jaume Fornés, han firmado
recientemente un acuerdo
en la sede de Confemetal,
que sienta las bases del
proceso de integración en
una única organización, de
ámbito nacional, que
aglutine y represente a las
más de 35.000 empresas
instaladoras en todas las
actividades propias de las
instalaciones: electricidad,
telecomunicaciones,
fontanería, gas y clima. El
proceso podría culminar a
principios de 2018.
EDF Fenice Ibérica, filial de
EDF Fenice, ha firmado un
contrato de eficiencia
energética con el fabricante
de helados ICFC, para la
optimización de su gestión
energética y la reducción de
las emisiones de CO2. Este
acuerdo estratégico
permitirá a la compañía
valenciana ICFC -antes
Avidesa. disponer a lo largo
de los próximos diez años
de un servicio energético
integral y reforzar la
competitividad y
sostenibilidad de sus
actividades.
Acciona Energía ha firmado
con la Comisión Federal de
Electricidad (CFE) de
México su primer contrato
de compraventa de energía
eléctrica y de certificados
de energías limpias, que
contempla el suministro
anual de 585,7 GWh
adjudicados a Acciona en la
primera subasta de energía
a largo plazo del mercado
eléctrico mayorista en
marzo, que se materializará
en un parque eólico de 168
MW en el Estado de
Tamaulipas que entrará en
funcionamiento en 2018.
Endesa ha conseguido la
Certificación Ambiental
Multiemplazamiento de
todo su parque de
producción eléctrica en
España por parte de Aenor
en tan solo 14 meses. El
parque está fomado por
152 centrales de distintas
tecnologías: 125 centrales
hidroeléctricas, 6 ciclos
combinados, 5 centrales
térmicas de carbón y 16
centrales térmicas de fuel &
gas, las cuales representan
una potencia total instalada
de 17.751 megavatios en
España.
La Fundación Renovables
abre una nueva etapa con
Laura Martín Murillo al
frente de la dirección.
Murillo cuenta con una
dilatada carrera en el
ámbito de la sostenibilidad.
Entre 2003 y 2016 fue
directora de la fundación
Sustainlabour. También ha
actuado como
representante en diversas
negociaciones
internacionales y ha
coordinado publicaciones e
informes de investigación y
difusión sobre cambio
climático y energía.
13
INTERNACIONAL
elEconomista
Energía
Solartys gana el
proyecto europeo
‘Clusgrid’
DNV GL adquiere la
empresa española
GreenPowerMonitor
Gamesa entra en el
mercado holandés
con 11 megavatios
Elecnor invertirá
273 millones en
solar en Brasil
Albufera lidera un
proyecto piloto de
vehículos eléctricos
Solartys, clúster para la
internacionalización y la
innovación de las empresas
españolas de energía solar,
ha ganado el proyecto
europeo Clusters for Smart
Grid (Clusgrid) impulsado
por la Comisión Europea. El
proyecto estará liderado por
el clúster polaco dedicado a
las TIC y contará con la
participación de cuatro
partners más procedentes
de Francia, Bulgaria y
España, y se centrará en la
construcción de una nueva
cadena de valor en Smart
Grids.
DNV GL ha adquirido
GreenPowerMonitor,
empresa fundada en 2008,
con sede en Barcelona,
proveedora de sistemas de
monitorización solar, control
y gestión de activos. Con
esta adquisición, ambas
empresas sumarán una
experiencia conjunta en
más de 5.500 proyectos de
energía solar que, según
Ditlev Engel, CEO de DNV
GL Energy, “contribuirá a
identificar y mitigar riesgos,
dar confianza a los
inversores e impulsar el
sector”.
Gamesa ha dado un paso
más en su estrategia
comercial en Europa con la
entrada en un nuevo
mercado, Holanda, donde
suministrará 11 megavatios.
El contrato firmado
contempla la sustitución de
varias máquinas antiguas
en varios parques por tres
turbinas Gamesa modelo
G58-850 kW y diez turbinas
G52-850 kW. La compañía
también ha rubricado otros
cinco contratos en Francia,
Italia y Grecia para la
instalación de 72
megavatios.
Elecnor tiene previsto
invertir más de 273 millones
de euros en un proyecto de
energía solar fotovoltaica
en el Estado brasileño de
Piauí. La empresa tiene la
intención de participar en
este proyecto en la subasta
energética federal prevista
para el 28 de octubre. Si
tuviera éxito en la licitación,
la planta debería estar en
funcionamiento en la
segunda mitad de 2019. La
instalación está diseñada
para generar alrededor de
450 gigavatios/hora de
electricidad al año.
Albufera Energy Storage
lidera el proyecto piloto
Salsa (Sistema de
Automovilidad Limpia con
Soporte de
Almacenamiento) para el
diseño, suministro y puesta
en marcha de sistemas de
transporte basados en
vehículos eléctricos con
puntos de recarga
alimentados solo por
renovables. El proyecto,
que cuenta con el apoyo de
la asociación Aedive, será
implantado en el Centro de
Estudios Che Guevara en
La Habana (Cuba).
14
ELECTRICIDAD
E
REUTERS
EL SECTOR PIDE A BRUSELAS
UN MARCO SÓLIDO PARA CUMPLIR EL
PRÓXIMO OBJETIVO EN RENOVABLES
El sector insiste en la necesidad de establecer objetivos nacionales vinculantes y reforzar la confianza
de los inversores eliminando las barreras administrativas y potenciando la transparencia y estabilidad
CONCHA RASO
elEconomista
Energía
l primer borrador de la próxima Directiva de Energías
Renovables REDII para el periodo 2020-2030 podría ver la luz
antes de que acabe el año. En noviembre pasado, la Comisión
abrió un periodo de consultas -que finalizó el 10 de febrero de
este año- para que las diferentes asociaciones, organismos,
consumidores y entidades hicieran sus valoraciones.
Previamente, el sector ya había señalado que las bases establecidas en la
nueva Directiva “no han sido las esperadas”. Buena parte considera que los
objetivos fijados son, a priori, “poco ambiciosos”, ya que supondría pasar de
una cuota del 20 por ciento de renovables para cubrir la demanda final de
energía en 2020, a otra de tan solo el 27 por ciento en 2030.
En este sentido, asociaciones como Unef y el propio Parlamento Europeo
han manifestado que el objetivo “debería revaluarse al alza y fijarlo, como
mínimo, en el 30 por ciento”. Otras, como Fundación Renovables, plantean
que “debería alcanzar el 50 por ciento”.
Además, como el nuevo objetivo solo sería vinculante como objetivo global
de la UE y no para cada Estado miembro, el sector teme que si no se
refuerzan los marcos legales europeos que impulsen el crecimiento de las
renovables en el continente europeo, “todos los esfuerzos que se han hecho
hasta el momento podrían caer en saco roto” lo que, en opinión de algunos
expertos, llevaría a la creación de dos Europas: una formada por aquellos
países que, por su cuenta, decidan invertir más en eficiencia energética y
renovables, y otra conformada por aquellos países que decidan invertir más
en hidrocarburos.
Según Eufores, sólo Suiza, Rumanía, Lituania, Estonia, Dinamarca,
Bulgaria y Austria serán los únicos países capaces de cumplir el objetivo del
20 por ciento marcado por Europa y, en algunos casos, de superar sus
objetivos nacionales, lo que también ayudaría a subir la media del objetivo
europeo, mientras que otros como Bélgica, España, Francia, Luxemburgo,
Malta, Países Bajos o Reino Unido podrían no llegar a cumplirlo.
Fruto de la consulta, la Comisión ha recibido un total de 614 respuestas,
de las que el 58 por ciento han sido emitidas por diferentes asociaciones
nacionales y europeas, el 30 por ciento corresponde a empresas y el 12 por
ciento restante se divide entre autoridades locales, ciudadanos, cooperativas
y ONG.
En líneas generales, la mayoría de los participantes en la consulta inciden
en la necesidad de establecer un marco jurídico sólido que establezca
objetivos nacionales vinculantes -que el sector considera que han sido
15
cruciales a la hora de fijar los objetivos a 2020- y que garantice la estabilidad,
la transparencia y la previsibilidad de cara a mejorar la confianza de los
inversores. Esto se consigue, a su juicio, “eliminando las barreras
administrativas mediante la integración del mercado y reforzando el régimen
de protección de la inversión”.
Buena parte del sector considera que el potencial renovable a nivel local
está aún por explotar y abogan por el establecimiento de políticas
energéticas que prevengan los cambios retroactivos en los regímenes de
ayuda a las renovables. Además, un porcentaje elevado de las entidades que
han participado en la consulta insisten en la necesidad de garantizar una
rápida implementación de la nueva Directiva que dé las oportunas señales
políticas y una perspectiva a los inversores.
El sector también se muestra a favor de que la nueva Directiva incluya
medidas complementarias para garantizar el cumplimiento del objetivo. En
este sentido, se muestra partidario de establecer medidas preventivas para
evitar un vacío en el cumplimiento del objetivo y de implementar acciones
correctivas en los casos en que resultara necesario. Algunos grupos de
interés, como los reguladores, ponen de relieve la necesidad de garantizar la
coherencia de las medidas complementarias con el apoyo a los esquemas
nacionales.
Referente a la I+D, existe un amplio consenso por parte del sector en que
la Unión Europea establezca medidas de apoyo para la investigación,
innovación e industrialización de las tecnologías renovables, así como un
apoyo financiero mediante la creación de un fondo de garantía que apoye
proyectos renovables. También ponen el énfasis en la necesidad de invertir
en la mejora de infraestructuras y en la importancia de las redes inteligentes y
los sistemas de almacenamiento.
En opinión del sector, el consumidor también debería jugar un papel
relevante, ya que la mayoría apoya el establecimiento de normas más
estrictas que les garanticen la posibilidad de producir y almacenar su propio
calor y electricidad renovable y participar en todas los mercados de energía
relevantes, de manera no discriminatoria y sencilla, incluso a través de
agregadores.
Asimismo, se considera que las Garantías de Origen son una herramienta
clave de la divulgación de las fuentes de energía para consumidores y, por lo
tanto, deben reforzarse. Además, existe un amplio apoyo por parte del sector
para la ampliación de estas garantías a todos los tipos de generación de
energía.
ELECTRICIDAD
elEconomista
Energía
Europa se ha marcado como objetivo
la descarbonización del sector de
calor y frío. EE
2030
El sector quiere que
el objetivo del 27%
de la nueva Directiva
de Renovables sea
vinculante
Descarbonización del sector de calor y frío
La mayor parte de la energía térmica en Europa es generada mediante el
uso de combustibles fósiles -principalmente gas natural-, mientras que solo el
15 por ciento procede de fuentes de energía renovable. Según la plataforma
Coalición por la Climatización, “actualmente contamos con numerosas
soluciones en el mercado de la climatización capaces de descarbonizar la
demanda de frío y calor europea de una manera rentable, facilitando el
desarrollo de fuentes de renovables y promocionando el desarrollo de la
economía local”.
El análisis de las aportaciones a la consulta pública de la Comisión
Europea confirma que existe un consenso mayoritario sobre la necesidad de
eliminar las barreras que dificultan la implantación de las renovables en el
sector de calor y frío, entre las que destacan la falta de estrategias y
planificación energéticas a nivel nacional y local, la falta de recursos e
16
ELECTRICIDAD
elEconomista
Energía
España deberá reducir
sus emisiones un 26%
■La Comisión Europea ha presentado los
objetivos anuales vinculantes de
reducción de las emisiones de gases de
efecto invernadero que los Estados
miembros deberán cumplir en el período
2021-2030 para contribuir a la acción por
el clima de la UE en los sectores del
transporte, la construcción, la agricultura,
los residuos, el uso de la tierra y la
silvicultura, con el objetivo de acelerar la
transición hacia tecnologías de baja
emisión de carbono. España deberá
reducir sus emisiones en un 26 por ciento
en el citado periodo frente a las
emisiones de 2005, una cifra que la sitúa
en la mitad de la tabla por países, por
delante de Portugal, Lituania o Hungría,
pero detrás de Alemania, Francia o Reino
Unido, a los que Bruselas les ha impuesto
objetivos vinculantes más elevados. La
Parque eólico.
ALAMY
Comisión también ha presentado una
instrumentos financieros y la falta de diseño de un mercado de la electricidad
de apoyo a la demanda.
Entre las medidas para hacer frente a estas barreras, se recomienda la
energía descentralizada y el autoconsumo, así como el almacenamiento
térmico en edificios, una obligación mínima de renovables en edificios de
consumo de energía casi nulo y en sistemas de calor y frío.
Solo una semana después de que finalizara la consulta, la Comisión
Europea presentó la Estrategia de Calefacción y Refrigeración con nuevas
propuestas, entre las que destacan la revisión en 2016 de las directivas de
renovables, edificios y eficiencia energética; elevar la tasa de rehabilitación
por encima del 1 por ciento; elevar la cuota de renovables y reducir la de
energías fósiles en los edificios; el aprovechamiento del calor residual de los
procesos industriales para redes de calor y frío en los sectores residencial y
terciario; facilitar la rehabilitación de edificios de apartamentos y establecer el
estrategia sobre la movilidad con bajas
emisiones de carbono, fijando el rumbo
para el desarrollo de medidas aplicables
en toda la UE en relación con los
vehículos con emisiones bajas o nulas y
los combustibles alternativos de bajas
emisiones. El comisario de Acción por el
Clima y Energía, Miguel Arias Cañete, ha
señalado que “la UE tiene un ambicioso
objetivo de reducción de las emisiones y
estoy seguro de que podremos alcanzarlo
con el esfuerzo de todos los Estados
miembros, con objetivos nacionales
vinculantes justos, flexibles y realistas”.
reparto de los costes entre inquilinos y propietarios para la inversión en
ahorro energético; promover modelos de eficiencia energética en hospitales y
colegios públicos a través de autoconsumo y servicios energéticos; y reforzar
la fiabilidad de las certificaciones energéticas de edificios.
Mantener la obligación de prioridad de acceso a la red, conexión y despacho
de las renovables sobre otras fuentes contaminantes con mecanismos de
mercado adecuados que prioricen la entrada de las energías limpias, la
necesidad de presentar medidas para mejorar la aceptación pública de las
renovables por parte de los ciudadanos y de las comunidades locales para que
participen en el desarrollo de este tipo de proyectos y la existencia de un marco
normativo estable que aumente el uso de renovables en el transporte, son
también algunos de los aspectos que las entidades participantes en la consulta
pública han señalado como prioritarios para el desarrollo de las renovables en
Europa.
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18
ELECTRICIDAD
elEconomista
Energía
Audax compra la
compañía polaca
Deltis Energía
REE impulsa
la investigación
y la formación
Iberdrola tiende
un cable submarino
de 770 kilómetros
Viesgo y Asturias,
contra la pobreza
energética
Energía Plus
garantiza el futuro
del CB Sevilla
Audax Energía acelera su
expansión internacional y
entra en el mercado polaco
mediante la adquisición de
la empresa Deltis Energia,
ubicada en Varsovia y con
una cartera de más de
2.000 clientes. El objetivo
de Audax en Polonia es
implantar el modelo de
negocio y de
comercialización aplicados
con gran éxito en España,
Portugal, Italia y Alemania
para multiplicar por cuatro
la facturación actual de
Deltis y triplicar el número
de clientes el próximo año.
Red Eléctrica de España
(REE) y la Universidad de
Zaragoza han firmado un
convenio de colaboración
que contempla el desarrollo
de actividades conjuntas en
actividades formativas y de
investigación durante los
próximos dos años. El
convenio contempla visitas
de estudiantes tanto a las
instalaciones de la empresa
en Aragón como al Centro
de Control Eléctrico en
Madrid y la colaboración de
personal de REE en el
programa docente de la
universidad.
Iberdrola y National Grid
invertirán 1.200 millones
para tender el que será el
cable eléctrico submarino
más largo del mundo, de
770 kilómetros en total. La
intención de esta nueva
infraestructura -denominada
Western Link-, con
capacidad para transportar
2.200 MW, será aprovechar
la producción de renovables
de Escocia para acercarla a
los principales centros de
consumo en Inglaterra y
Gales. La entrada en
operación está prevista en
otoño de 2017.
Viesgo y el Principado de
Asturias, a través de la
Consejería de Servicios y
Derechos Sociales del
Principado, han firmado un
convenio destinado a paliar
la pobreza energética en la
región y apoyar a las
familias que se encuentran
en situaciones de mayor
dificultad económica.
Gracias a este acuerdo, la
compañía energética
garantizará el suministro de
electricidad o su
restablecimiento, una vez
haya recibido la solicitud
por parte del Principado.
El pasado 21 de julio, la
comercializadora Energía
Plus procedió a la compra
del CB Sevilla, con la
intención de asegurar su
viabilidad en la élite del
baloncesto nacional. La
empresa andaluza ha
adquirido el paquete
mayoritario de acciones del
antiguo propietario,
Caixabank, e inicia de la
mano del Real Betis
Balompié un nuevo
proyecto gracias al cual la
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teniendo un equipo de
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11 mill de nuestros tra
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OPINIÓN
20
elEconomista
Energía
Dudas sobre la
constitucionalidad del IVPEE
David Díez y Luis Soto
Socio del Dto. Regulatorio y socio
del Dto. Fiscal de Watson Farley &
Williams Spain
El Tribunal Supremo
ha dictado varios autos
contra 12 artículos de la
Ley 15/2012, al tener
dudas sobre la
constitucionalidad,
entre otros, del
Impuesto sobre el Valor
de la Producción de
Energía Eléctrica
(IVPEE)
L
a Sala Tercera del Tribunal Supremo ha dictado
varios autos en los que plantea cuestión de
inconstitucionalidad contra 12 artículos de la Ley
15/2012, de medidas fiscales para la sostenibilidad
energética (Ley 15/2012), al tener dudas sobre la
constitucionalidad, entre otros, del Impuesto sobre el Valor de
la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE).
En su análisis, el Tribunal Supremo pone de relieve que, aun
cuando a la luz de los apartados I y II del preámbulo de la Ley
15/2012, se constata que el legislador proclama la doble
finalidad recaudatoria y medioambiental del IVPEE, al abordar
la estructura del tributo reconoce albergar “serias dudas sobre
la finalidad medioambiental del IVPEE” -no así sobre la
recaudatoria-. En este sentido, el Tribunal Supremo destaca
que los recurrentes pudieran tener razón al afirmar que la
verdadera finalidad perseguida con este impuesto es financiar
el déficit tarifario.
Sentado lo anterior, manifiesta el Tribunal que el hecho de
que el Estado apruebe, ejerciendo su potestad tributaria, un
impuesto que, pese a atribuirle una finalidad extrafiscal -en este
caso, de tutela del medio ambiente- tenga en realidad un
designio exclusivamente fiscal, no lo convierte sin más en
inconstitucional, por más que sea técnicamente defectuoso,
puesto que no lo será si respeta los principios a los que el
artículo 31.1 de la Constitución somete el ejercicio del poder
tributario; en particular, el de capacidad económica. Por ello, el
Tribunal considera procedente el análisis y la comparación
entre el IVPEE y el Impuesto de Actividades Económicas (IAE).
Al respecto, los autos analizados ponen de manifiesto que, a
juicio del Tribunal Supremo, hay razones para concluir no sólo
que ambos impuestos recaen sobre igual manifestación de
riqueza de los sujetos pasivos contribuyentes, sino que en
realidad pueden estar gravando el mismo hecho imponible.
Señala el Tribunal Supremo que la doble imposición
económica no es per se contraria al principio de capacidad que
proclama el artículo 31.1 de la Constitución, pero duda que sea
constitucional que, existiendo un impuesto que grava a través
de un hecho imponible una manifestación de capacidad
económica -el IAE-, sea posible someter a tributación esa
misma capacidad mediante otro tributo -el IVPEE- que define
un hecho imponible idéntico o prácticamente igual, cuando
además se revela desprovisto de la otra finalidad, la extrafiscal,
proclamada para justificarlo.
¿Cómo afecta este tema a los productores de energía
eléctrica? La incógnita sobre la posible inconstitucionalidad del
IVPEE corresponde despejarla al Tribunal Constitucional como
21
máximo intérprete de la Constitución y único órgano
jurisdiccional con potestad para enjuiciar la constitucionalidad
de las leyes y disposiciones con fuerza de ley.
Por su parte, los productores de energía eléctrica, en tanto
que sujetos pasivos contribuyentes del IVPEE, deberán seguir
muy de cerca la evolución de este asunto, pues si el
Constitucional declara la inconstitucionalidad de este impuesto,
es muy probable que existan cauces jurídicos para tratar de
recuperar la devolución de las cuotas satisfechas por la
aplicación del mismo.
A día de hoy, el contribuyente tendría a su alcance dos vías
para recuperar los impuestos satisfechos en aplicación de
normas tributarias inconstitucionales: solicitar la rectificación de
las autoliquidaciones del impuesto practicadas al amparo de
las normas declaradas inconstitucionales y la devolución del
impuesto indebidamente ingresado; y la reclamación de
responsabilidad patrimonial del Estado Legislador -art. 139 y
ss. LRJ-PAC-, que pretende no la revisión del acto
administrativo, sino el resarcimiento del daño causado por el
mismo, mediante la obtención de la oportuna indemnización.
En el primer caso, la rectificación de las autoliquidaciones
del impuesto y solicitud de devolución de ingresos indebidos
queda limitada a supuestos en los que las autoliquidaciones no
hubieran devenido firmes -por el transcurso del plazo de
prescripción de cuatro años previsto en la Ley 58/2003, de 17
de diciembre, General Tributaria (LGT) o bien por haber
recaído sobre ellas resolución o sentencia firme desestimatoria
de la impugnación de las autoliquidaciones-.
En el caso de la responsabilidad patrimonial, esta vía sería
de aplicación en aquellos casos en los que se hubieran
OPINIÓN
recurrido las autoliquidaciones del IVPEE y se hubiera obtenido
una sentencia desestimatoria; o haya transcurrido el plazo de
prescripción de cuatro años previsto en la LGT. La acción de
responsabilidad patrimonial prescribiría al año desde la
declaración mediante sentencia de la inconstitucionalidad de la
norma aplicada.
En este punto, es preciso señalar que la nueva Ley 40/2015,
de 1 de octubre, de Régimen Jurídico del Sector Público, que
entrará en vigor el 2 de octubre, establece un nuevo régimen
de responsabilidad patrimonial del Estado Legislador en
supuestos de declaración de inconstitucionalidad de una norma
con rango de Ley, que endurece los requerimientos para acudir
a esta vía.
De acuerdo con este nuevo régimen, solo procederá la
responsabilidad patrimonial del Estado por inconstitucionalidad
de una norma con rango de Ley cuando se haya recurrido la
actuación administrativa en aplicación de la norma
posteriormente declarada inconstitucional -las
autoliquidaciones del impuesto-, habiéndose alegado su
inconstitucionalidad en el procedimiento judicial.
Además, se limita temporalmente el daño reclamado, ya que
“serán indemnizables los daños producidos en el plazo de los
cinco años anteriores a la fecha de la publicación de la
sentencia que declare la inconstitucionalidad de la norma con
rango de ley o el carácter de norma contraria al Derecho de la
Unión Europea, salvo que la sentencia disponga otra cosa”.
En todo caso, el ejercicio de las acciones descritas estará
condicionado a los términos, condiciones y efectos que se
establezcan en la sentencia que eventualmente declare la
inconstitucionalidad del IVPEE.
elEconomista
David Díez y Luis Soto
Socio del Dto. Regulatorio y socio
del Dto. Fiscal de Watson Farley &
Williams Spain SL
Los productores de
energía eléctrica
deberán seguir la
evolución de este
asunto, porque si se
declarara la
inconstitucionalidad de
este impuesto, podrían
existir cauces jurídicos
para recuperar las
cuotas satisfechas
Energía
22
RENOVABLES
elEconomista
Energía
RECICLAR UNA TONELADA DE
PANELES SOLARES CUESTA 250 EUROS
El número de toneladas de residuos de paneles fotovoltaicos alcanzará los 78 millones en 2050. Según un informe elaborado por Irena, el reciclaje de módulos solares
se convierte en un negocio que podría superar los 13.500 millones de euros. El material resultante serviría para producir 2.000 millones de nuevos paneles
CONCHA RASO
L
a capacidad fotovoltaica instalada a nivel mundial ha alcanzado
los 222 gigavatios a finales de 2015, con China, Alemania y
Japón a la cabeza, que suman el 50 por ciento de la potencia total
instalada, una cifra que, según las previsiones, podría aumentar
hasta los 1.600 gigavatios en 2030 y superar los 4.500 gigavatios
en 2050. Una buena noticia, sin duda, para el sector solar.
La vida útil de un panel solar está en el entorno de los 30 años y, al final de
su ciclo de vida, se convierte en un residuo que hay que reciclar. Según un
informe elaborado por la Agencia Internacional de Energía Renovable (Irena)
y el Programa Fotovoltaico de la Agencia Internacional de la Energía (IEAPVPS), a finales de 2016 los residuos de paneles fotovoltaicos a nivel
mundial alcanzarán las 250.000 toneladas. Un volumen insignificante si lo
comparamos con los 8 millones de toneladas de residuos previstos en 2030
y a los 78 millones de toneladas para 2050.
En base a esta última cifra -ver gráfico adjunto-, el informe prevé que
alrededor del 60 por ciento de estos residuos -unos 50 millones de
toneladas- se producirán en cinco países: China (20 millones), EEUU (10
millones), Japón e India (con 7,5 millones de toneladas cada uno) y
Alemania (con 4,3 millones).
Según PV Cycle, asociación que lidera la recogida y reciclaje de
módulos fotovoltaicos en Europa, entre 2010 y 2016 “hemos tratado
cerca de 14.000 toneladas de residuos de módulos fotovoltaicos, de las
que más de la mitad se han reciclado en Alemania, alrededor de 2.200
toneladas en Italia y algo más de 1.000 toneladas en España”.
El reciclaje de paneles fotovoltaicos se convierte, así, en una nueva
oportunidad de negocio, esencial en la transición mundial hacia un
ISTOCK
23
futuro energético sostenible, económicamente viable, basado en el uso de
fuentes renovables. Según Irena, “el valor de las materias primas
técnicamente recuperables de paneles fotovoltaicos podría alcanzar los 450
millones de dólares en 2030 y superar los 15.000 millones (13.500 millones
de euros) en 2050”.
La puesta en escena de todo este material podría servir para producir unos
60 millones de nuevos paneles en 2030 -el equivalente a 18 gigavatios de
capacidad- y alrededor de 2.000 millones de nuevos paneles fotovoltaicos en
2050 -el equivalente a 630 gigavatios de capacidad-, “lo que aumentaría la
seguridad de suministro futuro para la solar fotovoltaica y de los materiales en
bruto para otros productos”, señala el informe.
Cuánto cuesta reciclar un panel solar
Establecer su coste no es tarea fácil. “No es lo mismo recoger un panel que
está en un huerto aislado en un monte, que recoger un volumen importante
de paneles de un huerto solar que se va a desmantelar”, explica a
elEconomista Energía Gonzalo Torralbo, secretario general de Recyclia,
plataforma encargada de la gestión de paneles fotovoltaicos en España.
Partiendo de esta premisa, el coste logístico de transportar a través de un
gestor de residuos estaría en el entorno de los 200 euros tonelada y su
posterior tratamiento -dependiendo de si tiene o no elementos peligrosospuede rondar entre los 30 y 100 euros tonelada. Es decir, que el coste podría
alcanzar los 250 euros de media, aunque quizá sería más racional ampliar
esta cifra entre los 100 y los 300 euros tonelada.
Se trata de un baremo estimativo, explica Torralbo, “porque en España el
volumen que ahora mismo se está manejando es muy pequeño, debido a
que el parque instalado es reciente y no se reemplaza por nuevos paneles, ni
de momento se construyen nuevos huertos solares, si bien esto parece que
va a cambiar y es esperanzador las cifras que previsiblemente se esperan
para la próxima década”.
A través de Ecoasimelec, Recyclia se encarga de la recogida de paneles
que no funcionan, bien por causas meteorológicas o para su reposición y
mantenimiento en instalaciones solares. Actualmente, explica Torralbo,
“nuestra labor consiste, principalmente, en informar a los productores de las
obligaciones incluidas en la normativa reciente sobre el tratamiento de
residuos de paneles fotovoltaicos. De momento, se han adherido a la
plataforma varios fabricantes líderes del sector y tenemos otros en proceso
de tramitación”.
RENOVABLES
elEconomista
Otras “bondades”
sobre el reciclaje
Reciclaje de paneles FV
Residuos de paneles fotovoltaicos a nivel mundial (2016-2050)
Escenario medio
Escenario temprano
Capacidad FV acumulada
RESIDUOS FV
(MILLONES DE
TONELADAS)
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
CAPACIDAD FV
(GW)
78 mill.
4.500 GW
60 mill.
1.630 GW
270 GW
8 mill.
43.500 250.000
1,7 mill.
2016
2050
2030
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
0
10
China
EEUU
7,5
Japón
India
Alemania
Fuente: IRENA.
6,5
4,5
4,3
4,4
ambiental. Uno de los principales
componentes que se utilizan en su
fabricación es el vidrio -clasificado
como residuo no peligroso-, pero
también se usan otros materiales,
como la plata, catalogado como
peligroso.
■ Políticas de I+D
eficiencia de los propios paneles,
20
10
podría disminuir en los próximos
años el uso de materiales peligrosos
durante el proceso de producción, lo
que redundaría en una mejora de la
7,5
7,5
de paneles FV supone un desafío
de este tipo de residuos, así como la
15
13,5
El crecimiento esperado de residuos
que favorezcan la I+D en la gestión
Escenario temprano
5
■ Desafío ambiental
La puesta en marcha de políticas
Volumen de residuos FV acumulados en los cinco principales países en 2050
En millones de toneladas
Escenario medio
Energía
2050:
78 millones de toneladas
de residuos de paneles FV
a nivel mundial
reciclabilidad y el potencial de
recuperación de los paneles al final
de su vida útil.
■ Aumento del empleo
El tratamiento de este tipo de
elEconomista
residuos va a suponer una
oportunidad sin precedentes de
España cuenta con la infraestructura necesaria para gestionar este tipo de
residuos, con plantas en Sevilla, Valencia, Bilbao y Barcelona, que realizan el
tratamiento de los equipos eléctricos y electrónicos y que han recibido la
autorización pertinente para el reciclaje de residuos fotovoltaicos. “Es
importante dimensionar bien el número de plantas de tratamiento y reciclaje y
la capacidad necesaria de las mismas para optimizar el coste de tratamiento.
En España las hay y, aunque el sector despegara, de momento existe
capacidad suficiente para tratar los residuos que este sector genera”,
comenta Torralbo.
crear valor y abrir nuevas vías
económicas. El desarrollo de toda
una infraestructura para la gestión
de los residuos de paneles FV,
supondrá la aparición de nuevas
industrias que, entre otros
beneficios, aumentará el número de
nuevos puestos de trabajo, tanto en
el sector público como privado.
24
Sin embargo, apunta el secretario general de Recyclia, “si queremos que
el reciclaje de paneles solares sea un éxito, debemos empezar a prepararnos
ahora, ya que la experiencia adquirida con los residuos electrónicos nos dice
que el desarrollo de los sistemas tecnológicos y normativos para la gestión
eficiente y asequible de estos residuos conlleva plazos largos de desarrollo”.
RENOVABLES
elEconomista
Energía
Paneles solares al
final de su vida
útil. PV CYCLE
Normativa para el reciclaje de paneles solares
Una de las principales premisas es, precisamente, la adopción de una
regulación específica para los residuos fotovoltaicos, así como el desarrollo
de políticas y marcos de acción adecuados. La Unión Europea es la única
que, a día de hoy, cuenta con un marco legal para el tratamiento de residuos
de paneles fotovoltaicos, que ha sido incluido por primera vez en la Directiva
sobre residuos de aparatos eléctricos y electrónicos -RAEE 2012/19/UE-.
En líneas generales, la Directiva atribuye al productor -fabricante e
importador- la responsabilidad de la gestión de los módulos fotovoltaicos, no
solo en la recogida y reciclaje de los productos desechados, sino también
respecto de la financiación para la futura gestión de residuos de paneles FV.
“Si hasta ahora era el usuario final el responsable y el que corría con el trámite
y el coste, ahora la responsabilidad recae en el productor. Todos los productores
que estén vendiendo -tanto en España como en Europa- paneles fotovoltaicos
tienen la obligación de recoger, financiar y tratarlos al final de su vida. Además,
también son responsables de la recogida y reciclaje para la reposición de
paneles ya instalados -aunque no hayan sido fabricados por ellos-, si estos son
reemplazados por otros nuevos, el llamado 1x1”, especifica Torralbo.
La Directiva también obliga a los productores a informar trimestralmente
del número de paneles vendidos, devueltos y expedidos para su tratamiento,
así como de los resultados del tratamiento de residuos de dichos productos.
Asimismo, serán los responsables de etiquetar los paneles, informando a
los compradores que no pueden ser mezclados con otro tipo de residuos y
que su devolución y reciclaje son gratuitos; y se encargarán de informar a las
empresas de tratamiento de residuos sobre cómo manejar los módulos
fotovoltaicos durante la recogida, almacenaje, desmontaje y posterior
tratamiento, con datos concretos sobre la posibilidad de que contengan
residuos peligrosos y sus riesgos potenciales.
Aprobada en agosto de 2102, el plazo para su transposición al marco
regulatorio nacional en cada uno de los Estados miembros finalizó en febrero
de 2014. Reino Unido, Bulgaria, Dinamarca, Luxemburgo, Holanda, Italia y
Francia fueron los primeros en aplicar la Directiva a su legislación, mientras
78
Son las toneladas de
residuos de paneles
FV previstas en todo
el mundo en
el año 2050
que España y Alemania -los países con mayor capacidad instalada en la UE-,
lo hicieron en febrero y octubre de 2015, respectivamente.
En el caso de España, la Directiva ha sido implementada mediante el RD
110/2015 que, a diferencia del resto de países, incorpora una categoría
específica para los paneles fotovoltaicos, es decir, en lugar de las seis
categorías en las que se dividirán los residuos de aparatos eléctricos y
electrónicos a partir de agosto de 2018, la normativa española tendrá una
categoría más -siete en total-, donde se incluirán los paneles fotovoltaicos
con una dimensión exterior superior a 50 centímetros, diferenciando entre
módulos de silicio y módulos de teluro de cadmio.
EL RD establece que su cumplimiento tendrá que ser a nivel nacional, pero
también a nivel regional, con un porcentaje de recogida del 45 por ciento de
la media de lo puesto en los últimos tres años en el mercado de paneles
fotovoltaicos por Comunidad Autónoma.
OPINIÓN
26
elEconomista
Energía
Nueva etapa para las plantas
de tratamiento de purines
Josep Capdevila
Presidente de la Asociación
para el Desimpacto Ambiental
de los Purines (Adap)
El RD 2818/1998
introdujo un nuevo tipo
de instalación de
producción de energía
eléctrica merecedora
de una retribución con
cargo al sistema
eléctrico por ser
medioambientalmente
beneficiosa: las plantas
de purines
E
l purín es el residuo orgánico generado en las
explotaciones de ganado porcino. La cabaña
porcina de España es la segunda mayor de
Europa, después de Alemania, produciéndose 56
millones de metros cúbicos de purín al año de los
que más de siete millones se consideran excedentes y
residuos. Se consideran excedente o residuo toda vez que no
pueden aplicarse como abono en terrenos agrícolas sin previo
tratamiento ambiental.
El purín puede ser aplicado, directamente y sin tratar, como
abono, pero esta aplicación está limitada como consecuencia,
fundamentalmente, del elevado volumen de nitrógeno que
contiene, que impide que éste pueda ser repartido en las
parcelas agrícolas de manera indiscriminada por ser altamente
contaminante.
Por este motivo la Directiva 91/676/CEE del Consejo, de 12
de diciembre de 1991, relativa a la protección de las aguas
contra la contaminación producida por nitratos utilizados en la
agricultura, obliga a los Estados miembros a identificar en su
territorio las aguas afectadas por este tipo de contaminación o
las que pueden llegar a estarlo y a la identificación de las zonas
vulnerables.
A raíz de la Directiva de nitratos y ante las sucesivas
condenas del TJCE al Reino de España por incumplir los
mandatos de dicha Directiva de nitratos, el Gobierno aprobó el
Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, por el que se
regula la producción de energía eléctrica por instalaciones
abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables,
residuos o cogeneración.
Dicho Real Decreto introdujo un nuevo tipo de instalación de
producción de energía eléctrica que era merecedora de recibir
una retribución regulada con cargo al sistema eléctrico por ser
una instalación de generación medioambientalmente
beneficiosa. Con base en esta habilitación, se diseñaron y
construyeron las plantas de tratamiento de purines mediante
cogeneración, colmando así la voluntad administrativa de
fomentar esta forma de tratamiento y valorización energética
de los purines. Así, su artículo 2.1, permitió acogerse al
entonces Régimen Especial a las “instalaciones de tratamiento
y reducción de los purines de explotaciones de porcino”, que
fueron clasificadas en su apartado d.1.
Este Real Decreto 2818/1998 dio lugar a la promoción de las
instalaciones para el tratamiento de purines en España y al
nacimiento de un sector empresarial, hoy agrupado en Adap.
27
Las 29 plantas de los asociados se han puesto en marcha
desde el año 1999 hasta el año 2009.
Lo que se acaba de señalar viene corroborado en el Informe
elaborado por la Subsecretaría General Técnica del Magrama,
de fecha 13 de diciembre de 2013, que señala que “la gestión
de los purines ha de tener en consideración la valorización
agrícola de los mismos. Por ello, el Real Decreto 2818/1998,
de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por
instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía
renovables, residuos y cogeneración, permitió asignar una
prima al kilovatio hora producido por cogeneración en la
deshidratación de los purines, que rentabiliza estas
instalaciones y genera un estiércol sólido comercializable fuera
de las zonas ganaderas con excedentes de purines.
De los párrafos anteriores debe destacarse que la génesis
de las plantas de purines está ligada a una decisión del
Gobierno de fomentar el tratamiento de purines y, asimismo, se
debe destacar la evidencia de que la inversión en esta forma
de tratamiento de los purines sólo resultó viable
económicamente porque el Real Decreto 2818/1998 garantizó
la venta de la energía eléctrica excedentaria a cambio de una
retribución que permitía cubrir los gastos de inversión y los
costes de explotación de estas plantas.
Sin embargo, las plantas de tratamiento de purines con
cogeneración asociada se vieron abocadas al cierre en el mes
de febrero de 2014 debido al impacto económico que suponía
la publicación del borrador de la Orden Ministerial
IET/1045/2014.
Esto supuso la interposición, por parte de Adap, de un
OPINIÓN
recurso contencioso-administrativo basado en la inadecuación
de los “parámetros retributivos” aprobados en la Orden
IET/1045/2014. En el recurso, Adap no cuestiona el modelo
retributivo de la Ley del Sector Eléctrico y del Real Decreto
413/2014, pero solicita la aplicación correcta del modelo a las
plantas de tratamiento del purín, pues considera ingresos
inexistentes e imposibles de obtener y minusvalora el coste de
inversión y operación estándar de las instalaciones.
Este recurso contencioso-administrativo se ha estimado por
la Sala Tercera del Tribunal Supremo el 20 de junio de 2016,
declarando la nulidad de los Anexos II y VIII de la Orden
IET/1045/2014, de 16 de julio, por la que se aprueban los
parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a
determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica
a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y
residuos, en la parte referida a las instalaciones de tratamiento
y reducción del purín en cuanto a los valores y parámetros
relativos a costes de inversión y de explotación, así como en la
ponderación de otros ingresos de explotación y del
autoconsumo, debiendo aprobar la Administración en el plazo
de cuatro meses la regulación sustitutiva de la que ahora se
declara nula.
Esta sentencia abre una nueva etapa para las plantas de
tratamiento de purines y de su compromiso con el sector
ganadero y el medio ambiente. No obstante, esta etapa queda
condicionada a una correcta ejecución de la sentencia que
permita arrancar unas instalaciones que llevan más de dos
años y medio paradas para que puedan volver a dar el servicio
para el que fueron diseñadas.
elEconomista
Josep Capdevila
Presidente de la Asociación
para el Desimpacto Ambiental
de los Purines (Adap)
El TS ha declarado
nulos los anexos II y
VIII de la Orden de
parámetros retributivos
de estas instalaciones,
una sentencia que abre
una nueva etapa a las
plantas de purines con
cogeneración y su
compromiso con el
sector ganadero
Energía
28
Gasolina
Gasoil
CARBURANTES
elEconomista
Energía
ESPAÑA
AUSTRIA
BÉLGICA
BULGARIA
CHIPRE
REP. CHECA
CROACIA
DINAMARCA
ESTONIA
FINLANDIA
1,149€
1,030€
1,117€
1,045€
1,295€
1,155€
0,997€
0,967€
1,164€
1,161€
1,088€
1,040€
1,177€
1,108€
1,404€
1,156€
1,087€
1,067
1,399€
1,199€
LAS PETROLERAS DE EEUU Y ASIA,
EN EL PUNTO DE MIRA DEL CAPITAL RIESGO
Los inversores de capital riesgo se están preparando para desplegar capital en el sector del petróleo y el gas a nivel mundial, con un 25
por ciento de las adquisiciones planificadas antes de finales del presente año y un 43 por ciento en el primer semestre de 2017
Aumenta el número de
empresas en bancarrota
■ Los casos de bancarrota entre las
compañías petroleras y gasistas en 2016
aumenta. Las quiebras globales entre las
compañías de exploración y producción
(upstream) en 2015 ascendieron a unas
40, mientras que en los cinco primeros
meses de 2016 cerca de 30 empresas ya
D
CONCHA RASO
espués de un productivo año 2014 para las operaciones de
capital riesgo en el sector del petróleo y del gas, con un total
de 104 operaciones realizadas por valor de 38.600 millones
de dólares, la actividad se redujo considerablemente en el
primer semestre del pasado año, coincidiendo con la caída del
precio del petróleo.
No obstante, a finales de 2015, la situación mejoró, retornando a cifras
similares a las de años anteriores, con una caída del 7 por ciento en el
volumen de operaciones a finales del citado año -un total de 64- en
comparación a las registradas en 2013 -donde se alcanzaron 69- y un
descenso del 10 ciento de su valor en el mismo periodo.
La incertidumbre actual, debido a la alta volatilidad del mercado, ha
replegado las inversiones en este sector. Algunas firmas de capital riesgo
(PE, por sus siglas en inglés) se muestran reacias a invertir a la espera de
ver si la crisis toca fondo. Sin embargo, no todas son de la misma opinión.
Algunas consideran que el sector del petróleo y del gas ofrece propuestas
sólidas que se deberían aprovechar.
Solo en el primer trimestre de 2016, las PE han realizado un total de 12
operaciones por valor de 7.600 millones de dólares (6.900 millones de
euros), entre las que se incluyen algunas en el sector midstream, como la
se han declarado en bancarrota. El
importe de las deudas ha aumentado de
los 14.524 millones de euros en 2015 a los
31.770 millones en 2016.
■ Las deudas en las empresas
midstream (transporte y almacenamiento)
han tardado más en surgir, pero ya han
sobrepasado los 900 millones de euros a
finales de 2015. En 2016, ya hay dos
casos de bancarrota en empresas
midstream.
■ Los proveedores de servicios de
yacimientos petrolíferos también han
aumentado el número de quiebras en
2015, con 40 casos a nivel mundial. Hasta
el momento, unas diez empresas han
presentado una solicitud de declaración
de quiebra, con unas deudas
acumuladas, desde enero hasta mayo de
2016, de 2..270 millones de euros, la mitad
ALAMY
que la cifra alcanzada en 2015.
29
Gasolina
Gasoil
CARBURANTES
elEconomista
MALTA
PAÍSES BAJOS
POLONIA
PORTUGAL
RUMANIA
ESLOVAQUIA
ESLOVENIA
1,280€
1,160€
1,468€
1,133€
1,006€
0,951€
1,374€
1,139€
1,079€
1,089€
1,210€
1,050€
1,223€
1,120€
Inversiones de los Fondos de Capital Riesgo en petróleo y gas
Acuerdos globales de capital riesgo en petróleo y gas (2007-2016)
Número de acuerdos (escala izquierda)
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Valor del acuerdo en millones de dólares (escala derecha)
60,000
104
71
82
70
67
65
50,000
40,000
69
64
30,000
42
20,000
10,000
12
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
I TRIM. 2016
0
Diez mejores acuerdos globales de capital riesgo en petróleo y gas (Enero-Mayo 2016)
4.362 mill. $
3.300 mill. $
834 mill. $
755 mill. $
Energy Capital Partners,
LLC; Dynegy Inc. (USA)
han comprado Engie SA
(US negocio fósiles)
(USA)
First Reserve Corporation;
EnCap Investments L.P.; Kayne
Anderson Capital Advisors,
L.P.; The Energy & Minerals
Group; EnCap Flatrock
Midstream (USA) han
comprado el 12,3% de Plains
All American Pipeline, L.P.
(USA)
Range Resources
Corporation (USA) ha
comprado Memorial
Resource Development
Corp. (USA)
Magnetar Capital
Partners, LLC; Stonepeak
Infrastructure Partners
(USA) han comprado
MPLX LP (USA)
ENN Ecological
Holdings Co., Ltd.
(China) ha comprado el
11,7% de Santos Ltd
(Australia)
613 mill. $
500 mill. $
375 mill. $
312 mill. $
200 mill. $
Macquarie Infrastructure
and Real Assets; Swiss Life
Asset Management AG
(Australia) han comprado
Societa Gasdotti Italia
S.p.A. (Italy)
Warburg Pincus LLC
(USA) ha comprado
Rimrock Midstream, LLC
(USA)
Trilantic Capital Partners
LLP (USA) ha comprado
Indigo Minerals LLC
(USA)
ENEVA SA (Brazil) ha
comprador el 72,75% de
Parnaiba Gas Natural SA
(Brazil)
International Finance
Corporation;
China-Mexico Fund
(USA) han comprado
Citla Energy S.A.P.I. de
C.V. (Mexico)
Fuente: Mergermarket.
1.470 mill. $
elEconomista
Energía
SUECIA
REINO UNIDO
1,378€
1,339€
1,342€
1,355€
adquisición del 12,3 por ciento de la compañía All American Pipeline por
1.500 millones de dólares por parte de un grupo de inversores de capital
riesgo afincado en Estados Unidos.
Según una encuesta realizada por EY a 100 empresas a nivel mundial, las
firmas de capital riesgo se están preparando para desplegar capital en el
sector del petróleo y del gas a nivel mundial, con un 25 por ciento de las
adquisiciones planificadas antes de finales de 2016 y un 43 por ciento en el
primer semestre de 2017.
La mayoría de los encuestados opina que el aumento de capital será
crucial para que las empresas puedan mantener su influencia en el mercado.
Ante una situación de incertidumbre global y un entorno macroeconómico
tumultuoso, los cambios inminentes en el sector suponen una oportunidad
para que las PE jueguen un papel valioso en la transformación del sector del
petróleo y del gas. En medio de la reducción de costes y las deudas masivas
acumuladas durante los años de expansión, la necesidad de capital en la
industria del petróleo y del gas es imperiosa, y las firmas de capital riesgo se
encuentran bien posicionadas para llenar ese hueco.
En la última década, las firmas de capital riesgo han hecho grandes
avances en el sector del petróleo y el gas, como el crédito barato de la
Reserva Federal de Estados Unidos, que financió el auge de los recursos en
América del Norte. En 2014, las empresas norteamericanas de PE
representaron el 67 por ciento en volumen y el 83 por ciento del valor de
todas las operaciones globales realizadas en el sector del petróleo y el gas,
muy por delante de las realizadas en años anteriores.
Asia y EEUU, mejores regiones para invertir
Según el informe de EY, todos los encuestados creen que la participación de
las firmas de capital riesgo en la región de Asia Pacífico se incrementará en
los próximos 12 a 24 meses, ya que cuentan con un sector energético
creciente. Sus bajos precios y la facilidad para hacer negocios, así como un
crecimiento general macroeconómico, dibujan a esta región como una de las
30
Gasolina
Gasoil
CARBURANTES
elEconomista
FRANCIA
ALEMANIA
GRECIA
HUNGRÍA
IRLANDA
ITALIA
LETONIA
1,298€
1,122€
1,320€
1,103€
1,424€
1,112€
1,052€
1,068€
1,299€
1,169€
1,448€
1,303€
1,096€
0,974€
favoritas, en la que se espera un nuevo, aunque costoso, potencial en
exploración y producción en áreas emergentes como el Delta Mekong de
Vietnam y el Mar Andaman de la costa de Myanmar.
Algo parecido opinan de Norteamérica, considerada una de las regiones
más atractivas para las inversiones de las PE, ya que el bajo precio del
petróleo incentiva un mercado relativamente libre de riesgo. Muchas
compañías medianas estarán buscando pagar la deuda, fusionar o vender
activos, algo que ofrece una amplia oportunidad para las empresas que
buscan reforzar sus carteras existentes. Las firmas de capital riesgo
norteamericanas han jugado un papel muy importante en la región en los
últimos años con el auge del shale gas y del shale oil, así como en la
financiación de plantas de licuefacción y terminales de exportación, como la
planta de Sabine Pass y la de Freeport.
A pesar del hecho de que sólo el 1 por ciento de los encuestados están
actualmente activos en África, se prevé un aumento de la actividad de las PE
en un 80 por ciento. Los inversores están siendo atraídos por la promesa de
la puesta en marcha de nuevas infraestructuras en todo el continente, la
apertura de nuevas rutas comerciales y la mejora de la integración regional.
Se espera una evolución en nuevas vías ferroviarias y portuarias en
Mozambique y Angola, así como la puesta en marcha de sistemas
normativos más fuertes y un aumento de la transparencia en países como
Kenia y Etiopía.
En el caso de Europa, el 69 por ciento de los encuestados cree que el
interés de las PE aumentará, debido a la necesidades de desinversión que
grandes corporaciones tendrán que hacer para reequilibrar sus finanzas,
dando lugar a oportunidades de precios atractivos para las firmas de capital
riesgo. El 48 por ciento afirma que invertirá en Europa antes de dos años.
Un interés parecido despierta la región de América Latina, donde el 65 por
ciento de los encuestados tendrían interés en invertir, a pesar de la actual
recesión económica que sufre la región. Solo la zona de Oriente Medio es en
la que los encuestados muestran un menor interés -tan sólo el 31 por ciento-,
Energía
LITUANIA
LUXEMBURGO
1,074€
0,968€
1,073€
0,932€
ALAMY
España, tercer país en el
valor de las operaciones
■ España se ha consolidado como el
tercer país de Europa con mayor valor de
transacciones realizadas en el sector
energético durante el primer trimestre. Un
estudio elaborado por EY, revela que el
sector realizó cuatro operaciones en
nuestro país por 650 millones de euros -un
350% más que en el mismo período del
año pasado-. La mayor parte del importe
procede de una sola operación -Bora Wind
Energy Management-, cuyo valor alcanza
los 505 millones, la quinta de mayor valor
efectuada en Europa -primer trimestre-.
debido a la escasez de oportunidades en un sector dominado en su mayoría
por los gobiernos y las empresas familiares.
Respecto a los segmentos considerados más atractivos para invertir, el 44
por ciento de los encuestados apuesta por los negocios de upstream
(exploración y producción) y midstream (transporte, almacenamiento y
comercialización), como las áreas que contarán con mayores oportunidades
de inversión dentro del sector de petróleo y de gas por parte de las firmas de
capital riesgo en los dos próximos años. En el caso del upstream, las PE
podrían reducir el riesgo técnico y la exploración mediante la inversión en
cuencas maduras, donde las eficiencias operativas y de costes aumenten los
márgenes de ganancia, considerando la variedad de recursos de
hidrocarburos, el espectro geográfico y el número de jugadores implicados.
Solo el 10 por ciento de los encuestados apuestan por desplegar capital en
el negocio de los servicios de yacimientos petrolíferos y, tan solo un 2 por
ciento, apuesta por el negocio del downstream, debido a los altos costes
asociados a la modernización y mantenimiento de las refinerías.
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
32
CARBURANTES
elEconomista
Energía
Castrol lanza un
nuevo aceite para
Volkswagen
Bakú y Kiev
relanzan un
oleoducto
CLH premia dos
proyectos
innovadores en CyL
Cepsa gana
la compra de
carburantes OCU
Aplicación móvil de
Repsol para pagar
en gasolineras
Castrol ha presentado el
Castrol Edge Professional
LL IV FE 0W-20, el primer
aceite de motor 0W-20 de
baja viscosidad
exclusivamente para el
grupo Volkswagen. El
nuevo producto proporciona
un ahorro del consumo de
combustible superior al 4
por ciento sin mermar el
rendimiento. Además, el
nuevo aceite ofrece hasta
30.000 kilómetros de
conducción antes del primer
cambio de aceite a los
usuarios de vehículos de la
marca alemana de coches.
Los presidentes de
Azerbaiyán, Ilham Alíev, y
de Ucrania, Petró
Poroshenko, se han
mostrados dispuestos a
reanimar el proyecto de
tendido de un oleoducto
entre las ciudades
ucranianas de Odessa y
Brody para suministrar
petróleo a la Unión Europea
sin pasar por territorio ruso.
El oleoducto, en el que
también se interesó Polonia
en su día, tiene 667
kilómetros de largo y una
capacidad de 14,5 millones
de toneladas al año.
El presidente del Grupo
CLH, José Luis López de
Silanes, ha entregado los V
Premios CLH a los dos
mejores proyectos
empresariales del
Programa ADE2020. Los
ganadores fueron Vento TV,
que permite entrar en la
web de un negocio a través
de un punto de acceso
directo para mostrar al
cliente el producto en vivo;
y Dima 3D, que propone la
fabricación y
comercialización de
equipos de impresión 3D de
última generación.
Cepsa se ha adjudicado la
segunda compra colectiva
de carburantes organizada
por la OCU, una iniciativa
que permitirá a los
participantes acceder a
descuentos para la compra
de combustibles durante un
año -8 céntimos por litro
repostado-. Estos
descuentos se canalizarán
mediante la tarjeta virtual
Porque tú vuelves. Hasta la
fecha, hay casi 35.000
inscritos. El plazo para
sumarse a esta iniciativa se
mantendrá abierto hasta el
próximo 15 de septiembre.
Repsol ha lanzado
PagoClick Repsol, una
aplicación para teléfonos
móviles que permite pagar
el repostaje de combustible
en sus estaciones de
servicio. La aplicación
identifica mediante
geolocalización la estación
en la que se encuentra el
cliente y éste selecciona el
surtidor, carburante e
importe que desea, y
realiza el pago. En una
primera fase podrá
utilizarse en 300 estaciones
de servicio Repsol, de las
que 200 ya están activas.
34
GAS
elEconomista
Energía
GESTIONAR BIEN
LOS RIESGOS, CLAVE
PARA OPTIMIZAR LAS
COMPRAS DE GAS
La existencia de diferentes tipos de contratos puede plantear
serias dudas a las industrias consumidoras de gas sobre cuál
puede ser el más adecuado
CONCHA RASO
L
a puesta en marcha de MibGas ha revolucionado el sector. La
compra de gas resulta una actividad cada vez más compleja, que
requiere amplios conocimientos de la estructura y funcionamiento
de los mercados no solo a nivel técnico, sino también financiero y
jurídico. Para arrojar un poco de luz, la asociación GasIndustrial
organizó a principios de julio en Madrid un seminario dirigido a directivos,
técnicos y responsables de compras y financieros de industrias
consumidoras de gas, con el objetivo de ayudarles a optimizar las compras
en sus industrias.
Las comercializadoras españolas tienen claro que la relación con sus
clientes va a cambiar debido a los cambios regulatorios producidos -y a los
que aún están por llegar- y al arranque de la negociación en MibGas, lo que
va suponer, en opinión de Nemesio Rodríguez, director de ventas en Gas
Natural Fenosa, “una profunda transformación del mercado de gas en Iberia,
ISTOCK
35
con un impacto tanto en el cálculo de precios y en la presentación de los
mismos [desagregación de los costes regulados], como en la generación de
nuevas modalidades comerciales, que supondrá una dinámica de adaptación
constante”.
“Vamos a pasar de un modelo de comercialización basado, principalmente,
en fórmulas de indexación a petróleo con servicios adicionales de cobertura
de riesgo y otros servicios en función de la capacidad de cada
comercializador” -explicó Rodríguez-, “a otro caracterizado por un cambio del
modelo de peajes, con nuevos códigos de balance [reducción progresiva de
la flexibilidad en el balance diario y penalizaciones por desvíos a precio de
mercado] y un mercado secundario para ajustes de balance y nueva fuente
de aprovisionamiento [a largo plazo, si gana liquidez]”.
Samuel Roset, director de Gas en Endesa, señaló que en Europa “solo
hay espacio para uno o dos hubs que actuarán como referencia a los hubs
locales y donde el TTF holandés irá sustituyendo progresivamente al brent en
las fórmulas de precio”, a la vez que pidió cautela a la hora de aportarlo todo
al hub español.
Roset señaló que los clientes industriales dedicarán cada vez menos
tiempo a comparar ofertas y más tiempo a gestionar el contrato, huyendo de
la incertidumbre, “porque la indexación hub supone para ellos una plataforma
para cerrar precios fijos y asegurar su coste de compra de gas”.
En función del tipo de negocio, el representante de Endesa recomendó a
los asistentes determinar claramente su objetivo en su política de compras de
gas y de riesgos, elegir productos adaptados a dicho objetivo con índices
“cubribles”, elegir un comercializador que les asesore y gestionar activamente
su contrato con un objetivo predeterminado.
La responsable de grandes cuentas de Sonatrach, Tania Núñez, señaló
que el objetivo principal a la hora de hacer una cobertura es “asegurar el
presupuesto y evitar riesgos de mercado, realizando varias coberturas
durante la duración del contrato y entre distintos índices, o hacer una
cobertura para una duración inferior a la que marca el contrato y aprovechar
oportunidades futuras”.
A la hora de realizar dicha cobertura y en función del impacto del coste
energético en la cuenta de resultados de la empresa, Sonatrach recomendó
determinar los volúmenes a cubrir en función de la previsión de consumo,
determinar el periodo de cobertura intentando estar siempre sobre la curva
de precios de mercado, analizar los precios actuales e intentar cumplir con el
presupuesto energético de la empresa.
GAS
elEconomista
Energía
Desarrollo de
los mercados del gas
■ A nivel mundial
El mercado del gas a nivel global
viene marcado por un aumento de la
producción de ‘shale gas’ en
Estados Unidos, un descenso en la
demanda de gas en Europa, un
incremento de la producción y de la
demanda en las regiones de
Sudamérica y África-Oriente Medio,
la incertidumbre sobre la
reactivación de las nucleares en
Japón y el mantenimiento del
crecimiento económico en China.
Todas estas situaciones han
provocado una caída de los precios
del gas.
■ En España
Desde la puesta en marcha en
España de MibGas, Alejandro
Alonso, representante de la CNMC,
señaló que el número de agentes
habilitados ha subido de 16 a 29. Su
regulación se encuentra en un
proceso de implementación de
reglamentos europeos. En junio se
aprobó una resolución para la
compra de gas colchón en Yela, en
julio para la compra de gas talón y el
ALAMY
Nuevas posibilidades de compra
La entrada en operación de MibGas ha posibilitado la aparición de nuevos
escenarios y experiencias en la compra de gas. Manuel Nofuentes, director
de Gas en Energya VM, apoyó el desarrollo del MibGas “como medio para
incrementar la liberalización del mercado gasista, la entrada de nuevos
1 de octubre entrará en vigor la
Circular 2/2015 sobre normas de
balance en la red de transporte, en
la que el GTS -Enagás- será el
responsable del balance del
sistema, cuyas acciones las hará a
través de MibGas.
36
GAS
elEconomista
Energía
Evolución del número de agentes y de la liquidez en MIBGAS
Volumen negociado (MWh)
Compra gas operación
Compra gas colchón Yela
Compras entre comercializadores
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
AGENTES HABILITADOS
PERÍODO
NÚMERO
16
18
20
22
27
27
29
Diciembre 2015
Enero 2016
Febrero 2016
Marzo 2016
Abril 2016
Mayo 2016
Junio 2016
63%
100.000
50.000
Asistentes al
seminario de
GasIndustrial. EE
0
Fuente: CNMC.
agentes y poder dar una señal transparente de precios mayoritas”.
El representante de Energya VM considera que, aunque este tipo de
mercados tardan un tiempo en alcanzar un grado de madurez adecuado,
“podría acelerarse incorporando, al menos, el gas TUR que hasta ahora
venía subastándose”. También consideró necesario incorporar nuevos
productos “al igual que se está haciendo en otros hubs europeos”.
Por su parte, Jonathan García, director de Comercialización de Energía de
Neoelectra, abogó por el suministro compartido como una de las opciones
para reducir el riesgo de aprovisionamiento. En opinión de García, “el
protocolo de reparto entre dos comercializadoras o entre comercializador y
consumidor directo es viable según la legislación vigente, si bien es un
mecanismo poco utilizado a día de hoy y la interpretación de la normativa
difiere entre distribuidoras”.
El director de Estructuración y Trading de Gas de Axpo Iberia, Antonio
Canseco, señaló que una de las ventajas de comprar indexado a MibGas es
“comprar el gas a su valor, ya que utilizar otras indexaciones te expone a
pagar por el gas un precio diferente a lo que realmente vale, para bien o para
mal. Esto crea transparencia de costes y márgenes y se evita el take or pay”.
Canseco especificó que la ventaja de hacerlo con un comercializador implica
Iberian Gas Hub y
Mibgas se fusionan en
una única plataforma
■ Mercado Ibérico del Gas (Mibgas) e
Iberian Gas Hub (IBGH) han acordado
integrarse en un Grupo para operar en el
mercado secundario del gas natural en
España. Tras la integración, Mibgas
seguirá desarrollando el mercado de
corto plazo, según viene haciendo desde
diciembre, e IBGH seguirá con las
actividades desarrolladas en los últimos
cuatro años como agente de referencia en
el mercado OTC, especializado en
productos de flexibilidad logística,
intermediación en la compraventa de GN
y GNL y prestación de servicios a
operadores del sistema gasista.
DIC
2015
85%
70%
53%
51%
19%
ENE
2016
FEB
MAR
ABR
MAY
16%
JUN
elEconomista
“un menor número de garantías y un menor coste de desbalances”.
Gestionar bien los riesgos es fundamental a la hora de realizar las
compras de energía. La existencia de diferentes tipos de contratos puede
plantear serias dudas sobre cuál puede ser el más adecuado. María
Martínez, consultora de E&C Consultants, aconsejó conocer bien el contrato
elegido para saber, por ejemplo, “de qué manera puede afectar el precio de
la energía a los productos, si es posible gestionar el riesgo en caso de
subidas en los mercados, si existen cláusulas que regulen las coberturas
financieras o qué tipo de coberturas se pueden realizar”.
Juan Salsas, director de Enertrade, comentó que “el principal riesgo de un
contrato de gas para un cliente industrial es el cambio de precio durante la
vida del contrato, seguido del riesgo del volumen de consumo”. En base a
esto, el representante de Enertrade señaló la necesidad de “conocer el
mercado y su evolución, tomar decisiones estudiadas y transparentes y
optimizar la gestión dentro de la estrategia acordada”.
Para ello, argumentó, “es imprescindible fijarse en los datos de consumo,
en los diferentes precios del mercado, en los análisis de fundamentales, en
los cálculos de volatilidad y hacer simulaciones en base a diferentes
escenarios”.
37
GAS
elEconomista
Energía
La regasificadora de
Sener recibe el
primer barco de GNL
La petrolera YPFB
exportará gas
licuado a Perú
ACS construirá un
gasoducto en
Arabia Saudí
Nueva oferta de
Galp para ahorrar
gas en empresas
ExxonMobil compra
Interoil por 2.500
millones de dólares
La planta regasificadora
ubicada en el puerto de
Dunquerque (Francia), un
proyecto llave en mano del
grupo Sener, ha recibido su
primer barco de GNL el
pasado 8 de julio. Con este
hito empieza la fase de
puesta en marcha de la
instalación, cuya operación
comercial está prevista a
mediados de septiembre.
La planta tiene tres tanques
de almacenamiento de
190.000 metros cúbicos y
su producción media es de
13.000 millones de metros
cúbicos (bcma).
La empresa estatal
Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos (YPFB)
exportará Gas Natural
Licuado (GNL) a Perú,
según un acuerdo firmado
con la empresa peruana
Energigas. Aunque se
desconoce la fecha de
inicio de las operaciones, el
presidente de YPFB,
Guillermo Achá, ha
comentado que se enviarán
inicialmente 38 toneladas
de GNL a Perú, un negocio
que les aportará ingresos
por valor de 50 millones de
dólares en cinco años.
ACS, a través de su filial
Masa Pipelines, se ha
adjudicado un contrato para
la construcción de un
gasoducto en Arabia Saudí
por 90,5 millones de euros.
En consorcio con la
constructora Saudi Kad,
ACS se encargará de la
construcción de 250
kilómetros de tuberías.
Este contrato forma parte
del proyecto Saudi
Aramco’s Master Gas
System Expansion, que
pretende ampliar la
capacidad de transporte del
país en un 31 por ciento.
La compañía portuguesa
Galp acaba de presentar
sus programas de ahorro
para negocios: la tarifa Gas
Business, para aquellos con
un consumo anual
comprendido entre 50.000 y
100.000 kWh y la tarifa Gas
Business Plus, pensada
para clientes con consumos
anuales superiores a
100.000 kWh. En ambos
casos, el cliente obtendrá
un descuento del 3 por
ciento en el término variable
del gas y de 4 céntimos por
litro en combustible para
repostajes.
ExxonMobil ha anunciado
el logro de un acuerdo para
adquirir la totalidad de la
compañía petrolera y
gasista InterOil Corporation
mediante una operación de
canje de acciones valorada
en 2.500 millones de
dólares para fortalecer su
posición de Gas Natural
Licuado (GNL). Los
términos de la operación,
que se espera que finalice
en septiembre de este año,
recogen el pago de 45
dólares por cada acción de
InterOil, que se abonarán
en títulos de ExxonMobil.
38
ENTREVISTA
elEconomista
Energía
JUAN
PROCACCINI
Presidente ejecutivo de la Agencia
Argentina de Inversiones y Comercio Internacional
CONCHA RASO
Bajo la premisa de facilitar la integración económica de Argentina a nivel
mundial, los Ministerios de Producción y de Relaciones Exteriores de
Argentina han puesto en marcha la Agencia Nacional de Inversiones y
Comercio Internacional, al frente de la cual se encuentra Juan Procaccini,
ingeniero industrial con amplia experiencia en materia de negocios e
inversiones. En la siguiente entrevista explica las oportunidades que ofrece el
país en materia energética y da detalles sobre Fiab, el I Foro Internacional de
Negocio e Inversión que la Agencia organiza en Buenos Aires a mediados del
próximo mes de septiembre.
EE
Hace cinco meses que nació la Agencia Nacional de Promoción de
Inversiones y Comercio Internacional. ¿Cuáles son sus principales
objetivos?
El rol principal de la Agencia -como parte del ambicioso plan impulsado por el
Gobierno nacional- es reinsertar a Argentina en el mundo. El hecho de que
nuestra Agencia se ocupe tanto de las inversiones como de la promoción de
las exportaciones, centraliza el trabajo y permite que se concreten objetivos,
tanto en la llegada de inversores genuinos, como en el incremento de
nuestras exportaciones, sumando valor agregado a las mismas. Esto forma
“Estimamos que la inversión extranjera en energía
en Argentina alcanzará los 75.000 millones de dólares”
39
ENTREVISTA
elEconomista
parte de la normalización de la economía. En ese sentido, queremos
optimizar los distintos procesos estructurales, regulatorios, impositivos y dar
soporte a los ministerios para asegurar la llegada de nuevos desembolsos,
facilitar el desarrollo de las economías regionales y la inserción de productos
argentinos en el mundo.
Una de sus primeras acciones será la organización de ‘Fiab’, el ‘I Foro
Internacional de Negocio e Inversión’ en Argentina. ¿Qué podremos
encontrar en este evento?
El Foro, que tendrá lugar del 12 al 15 de septiembre próximo en Buenos
Aires, es la respuesta al renovado interés por nuestro país y será una
oportunidad para mostrar lo que Argentina puede ofrecer al mundo y lo que
los inversores locales e internacionales pueden ofrecer a Argentina. Reunirá
a más de 1.500 empresarios, inversores y líderes de negocios nacionales e
internacionales, y en él se discutirán las oportunidades de negocio, se hará
visible el talento argentino y se analizará la situación económica e
institucional del país en esta etapa de renovada confianza. Desde el
Gobierno nacional enfatizamos en mostrar cómo estamos construyendo una
Argentina con calidad institucional, seguridad jurídica y transparencia, donde
se respetan por igual los derechos de todos.
El Foro contará con la celebración de sesiones plenarias, conferencias
temáticas, reuniones bilaterales y espacios de encuentro que darán a los
participantes la oportunidad de interactuar con funcionarios del Gobierno
nacional, gobernadores provinciales y líderes de negocios para explorar
nuevas oportunidades de inversión en todos los sectores estratégicos de la
economía para el crecimiento.
Uno de los sectores que estará presente será el energético. ¿Qué
oportunidades de negocio ofrece actualmente el país a los posibles
inversores?
Buscamos que los inversores internacionales vean de primera mano las
oportunidades de inversión que presenta nuestro país en, prácticamente,
todos los sectores industriales y de servicios, cuyos potenciales aún no están
desarrollados. La energía es uno de los sectores en el que más confiamos.
De hecho, en la oferta de ciclo combinado se recibieron seis veces más
propuestas de las buscadas y un 20 por ciento de ofertas procedentes de
nuevos players. En el segmento de las energías renovables también se están
multiplicando los proyectos de inversión.
EE
“En septiembre
celebraremos el ‘I
Foro de Negocio
e Inversión’ en
Argentina”
“La inversión
para proyectos
en renovables
se está
multiplicando”
“Empresas
españolas han
confirmado su
presencia en
el Foro”
Energía
¿Cuántas empresas españolas y mexicanas del sector acudirán al
evento?
Vemos mucho interés por parte de las empresas de ambos países,
inversores tradicionales de Argentina. Desde el Gobierno nacional estamos
trabajando en un paquete muy importante de proyectos en sectores en los
cuales los españoles son líderes. Algunas de las empresas españolas que
han confirmado su presencia son Gas Natural Fenosa, Gamesa, Wayra,
Indra, Técnicas Reunidas, Acciona Energy o Jenner Renewables.
En cuanto a México, la próxima semana esperamos recibir la visita del
presidente Enrique Peña Nieto, que llegará acompañado de una nutrida
delegación empresarial. Asimismo, es importante destacar que también han
confirmado su presencia en el Foro empresas procedentes de Estados
Unidos, China, India, Japón, Alemania y Reino Unido.
¿Cree que lo ocurrido con YPF -expropiación y posterior
nacionalización- puede ser un hándicap a la entrada de nuevas
empresas en el país?
En la década pasada, Argentina recibió una proporción menor de la inversión
extranjera directa en relación con sus vecinos debido a la pérdida de
confianza. Eso significó menos obras de infraestructura, menos empleo,
menos calidad de vida para los argentinos. Desde que llegó al poder, el
nuevo Gobierno busca generar confianza para generar más inversiones y
mejor calidad de empleo. Por eso vamos a dar a conocer todas las reformas
políticas, institucionales, jurídicas e impositivas que se han generado en el
último período. Queremos mostrar a todo el mundo, a las compañías
argentinas e internacionales, y a todos los sectores de la sociedad, que
estamos comprometidos con mejorar la transparencia día y día, y establecer
reglas de juego claras y previsibles. Los argentinos tenemos gran creatividad
y talento, y hay una gran cantidad de oportunidades de inversión que pueden
generar valor y empleo en el país para potenciar esa creatividad.
Según sus cálculos, ¿a cuánto podría ascender el monto de la inversión
extranjera en el sector energético en Argentina en los próximos años?
Nuestra estimación es de 75.000 millones de dólares, distribuidos de la
siguiente manera: 20.000 millones para el despliegue de campos e
infraestructura en el sector del petróleo y gas no convencional -shale y tight-;
otros 20.000 millones que supondrían la puesta en marcha de 11 gigavatios
de plantas de energía Hydro/Térmica; 15.000 millones para la construcción
40
ENTREVISTA
elEconomista
Energía
Me gustaría resaltar que no vamos a privilegiar a ningún sector por encima
de otro. Vamos a respetar las aptitudes históricas del país y a dar impulso a
sectores que puedan estar un poco relegados. Argentina necesita mejorar su
infraestructura, sistema educativo y seguridad jurídica. Por otro lado, debido
al bajo precio del petróleo y los commodities, la diversificación de la
economía es una emergencia, por lo que el Gobierno priorizará todas
aquellas inversiones que contribuyan a un crecimiento inclusivo.
EE
de 10 gigavatios en proyectos de energía renovable; 15.000 millones para el
desarrollo de la minería de litio, oro, cobre, potasio; y 6.000 millones de
dólares más para diversos proyectos en el sector de la petroquímica.
Además de en el sector energético, Argentina también presenta
oportunidades en una gran cantidad de sectores con capacidad de
crecimiento y generación de empleo. El país tiene un sector agroindustrial de
nivel mundial, sectores de servicios con gran potencial, gran talento en los
sectores de las industrias creativas, además de nichos de gran potencial en
diversos sectores industriales. En lo que a infraestructura se refiere -tanto vial
como ferroviaria, de puertos, transporte, energía, agua y saneamiento-, hay
una gran cantidad de proyectos que permitirán un desarrollo mayor de
muchos sectores y regiones, y la mejora de la calidad de vida de millones de
argentinos. La inversión en ese tipo de proyectos significará, por tanto, una
oportunidad para muchas compañías y la posibilidad de desarrollo humano y
para el país.
“No vamos a
privilegiar a
ningún sector
por encima de
otro”
“El capital llega
de todos los
Continentes y
las cifras son
contundentes”
¿Qué países están mostrando más interés en invertir en el país?
El mundo estaba esperando que Argentina cambie. Ahora que hemos vuelto
a reinsertarnos en el mundo, con oportunidades de inversión atractivas, en
un marco de confiabilidad y seguridad jurídica, los capitales están llegando
prácticamente de todos los Continentes y las cifras son contundentes. Todos
los análisis serios coinciden en que habrá un crecimiento genuino. Hay
muchos ejemplos que muestran el interés del mundo por Argentina. Gracias
al viaje que la vicepresidenta Gabriela Michetti realizó en mayo pasado a
Corea y Japón, la semana pasada recibimos la visita de una misión comercial
del país nipón en busca de oportunidades comerciales. También ha generado
mucho interés el roadshow europeo del ministro de Transporte Guillermo
Dietrich a Italia, Alemania, Francia y Reino Unido para presentar el mayor
plan de obras, infraestructura y transporte del Gobierno y alentar las
inversiones en estos sectores. También hemos contado con las visitas de
presidentes y primeros ministros de Estados Unidos, Italia, Francia… y, como
acabo de comentar, esperamos la semana próxima la del presidente
mexicano Peña Nieto.
La Agencia también pretende conseguir la integración comercial de
Argentina en otros países. ¿Qué tipo de actuaciones están llevando a
cabo?
El trabajo para aumentar y diversificar las exportaciones se lleva adelante
con el mismo ímpetu que se pone de manifiesto para atraer inversiones.
Ponemos el foco en liberar el potencial de las economías regionales a través
de la apertura de mercados internacionales estratégicos. Estamos
cumpliendo con un calendario de ferias internacionales que abarca a todos
los mercados y sectores. También se trabaja para captar y capacitar a los
microemprendedores y a las pymes de todo el país, con un sentido federal, y
se pone el acento en dos puntos clave: diversificar las exportaciones y
aumentar el valor agregado de las mismas.
41
EL RADAR
elEconomista
Energía
Evolución de la cotización del crudo
Dólar por barril
West Texas/EU
Brent/Reino Unido
57,19
52,48
45,25
JUL.
AGO.
45,92
46,28
OCT.
SEP.
46,12
NOV.
40,58
DIC.
33,20
31,62
ENE.
FEB.
37,90
2015
MAR.
40,40
ABR.
43,45
MAY
47,92
JUN.
49,49
42,83
JUL.
JUL.
AGO.
2016
48,88
49,45
OCT.
SEP.
2015
47,91
NOV.
42,97
DIC.
31,66
32,45
ENE.
FEB.
39,02
MAR.
41,32
ABR.
42,43 47,47
MAY
elEconomista
EL BARRIL DE PETRÓLEO
SIGUE PERDIENDO VALOR
Superar la barrera de los 50 dólares se ha convertido en un reto difícil de alcanzar. Los precios del petróleo en
Europa y Estados Unidos han vuelto a caer, manteniéndose en el entorno de los 44-45 dólares el barril
E
JUL.
2016
Fuente: Revista Energíahoy.
l exceso de reservas de petróleo a nivel mundial
ha provocado que el precio del barril de petróleo
Brent para entrega en septiembre en el mercado
de futuros de Londres cayera hasta los 45,69
dólares al cierre de esta edición, un 0,97 por
ciento menos que al término de la sesión anterior.
Por su parte, el precio del West Texas Intermediate también
ha descendido un 1,25 por ciento, hasta los 44,19 dólares el
barril, en medio de nuevos datos que dan cuenta de un aumento
en las plataformas petrolíferas operando en Estados Unidos.
JUN.
44,70
Por su parte, la firma Baker Hugues ha informado de que el
número de plataformas petrolíferas operativas en Estados
Unidos ha aumentado hasta las 371, ya que en la última
semana se pusieron en marcha otras 14.
Este dato demuestra el regreso a operaciones de muchas
plataformas que habían dejado de funcionar por los bajos
niveles del precio del petróleo desde finales de 2014, aunque
la cifra dista mucho de las 659 plataformas petrolíferas que
estaban operativas por estas mismas fechas hace solo un
año.
Acceda a los cuadros del petróleo más
completos de la mano de Energía Hoy
42
ANIVERSARIO
elEconomista
‘ELECONOMISTA ENERGÍA’
CUMPLE CUATRO AÑOS
Nuestra publicación se ha convertido en un referente
del negocio energético gracias a un acceso libre y
totalmente gratuito. Las entidades más prestigiosas
del panorama empresarial español e internacional
nos han seguido apoyando, un año más, con sus
amplios conocimientos y dilatada experiencia
CONCHA RASO
E
n 2012, Editorial Ecoprensa decidió apostar por
un nuevo formato de revistas digitales con el
objetivo de ofrecer toda la actualidad a nivel
sectorial. Nació, así, la primera publicación,
elEconomista Energía, una revista mensual que
este mes celebra su cuarto aniversario y que ha contado,
desde el primer momento, con el respaldo de las principales
asociaciones y empresas del sector de la energía y la
colaboración de todas las personas que las integran.
En estos cuatro años hemos vivido momentos de intensa
actividad en el seno del sector. En muchos casos, con noticias
positivas acerca de los logros conseguidos por diferentes
entidades en su apuesta por alcanzar los mejores resultados
Algunas de las portadas que
hemos publicado a lo largo de
estos cuatro años en
‘elEconomista Energía’. EE
Energía
en sus negocios: nuevos proyectos, compras y adquisiciones,
evolución de los mercados, novedades de productos,
tendencias y un sinfín de temas más.
En otros casos, con informaciones que han hecho correr ríos
de tinta por el impacto negativo que ha supuesto para muchas
empresas e industrias algunas de las decisiones, sobre todo a
a nivel regulatorio, por parte de las autoridades competentes,
que han arrastrado a más de una tecnología a situaciones muy
complicadas y difíciles de remontar.
Un año más, queremos agradecerles a todos el apoyo
recibido y su valiosa colaboración, que han servido para
facilitar nuestra labor en la tarea de informar, con el máximo
rigor y fidelidad posibles, sobre un sector muy cambiante, con
un claro objetivo: ayudar a nuestros lectores a comprender
mejor los entresijos de un negocio tan complicado como
apasionante.
Gracias a ustedes, seguimos siendo la revista líder del
sector, tanto en número de lectores como en descargas a
través de las diferentes aplicaciones. En estos años, nuestro
esfuerzo también nos ha valido su reconocimiento, con
la concesión de un premio a la mejor publicación
especializada. Llegados a este punto, tan solo nos
queda desearles que pasen unas felices vacaciones.
Nosotros volveremos a nuestra cita habitual el próximo
29 de septiembre.
DISFRUTE DE LAS REVISTAS DIGITALES
de elEconomista.es
ecnología
elEconomista
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los dispositivos
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También puede acceder desde su dispositivo Android en Play Store
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OPINIÓN
44
elEconomista
Energía
EL PERSONAJE
el zoo
energético
Por Rubén Esteller
Un nuevo paradigma
energético
H
ISTOCK
ace un año presentaba el Papa Francisco su encíclica Laudato Si en la
que hacía una profunda defensa de las energías renovables y del
cuidado del medio ambiente. Justo un año después, el Vaticano ha
tomado cartas en el asunto. Algunos colegios católicos se plantean poner placas
fotovoltaicas en sus tejados al tiempo que la inversión en el sector está llegando
a niveles récord en las distintas tecnologías y el cambio climático está en la
agenda política como uno de los temas prioritarios.
Aunque España no puede predicar con el ejemplo en los últimos años, parece
que ha llegado el momento de volver a dar un impulso verde. Prueba de ello es,
como decíamos el mes pasado, la idea de lanzar una subasta de renovables de
1.000 MW de eólica y hasta 2.000 MW de fotovoltaica. Con la puesta en marcha
de estas instalaciones, más las que fueron concedidas en la subasta anterior y el
concurso de Canarias, la potencia instalada en España volverá a superar la
barrera de los 100.000 MW pese a que en los últimos años ha ido retrocediendo
por el cierre de plantas hasta los actuales 99.953 MW, según los datos que
facilita Red Eléctrica.
Toda esta situación abre un escenario nuevo. Un nuevo paradigma que tras la
vuelta de verano esperamos contribuir a dilucidar con la ayuda de los principales
expertos del sector para celebrar además los cuatro años de vida de esta
publicación en una apasionante jornada de debate.
El sector energético afronta cambios vertiginosos en los próximos años: la
digitalización, el autoconsumo, los pagos por capacidad, la potencia de respaldo,
los mercados de derechos de emisión, el mix o la propia evolución del consumo
que tendrán que ir recibiendo respuesta del mejor modo posible. El reto ahora es
estar preparados y aprovechar para ganar posiciones en los mercados gracias al
tremendo potencial que acumulan las empresas españolas de conocimiento y
experiencia.
José Bogas
Consejero delegado de Endesa
El consejero delegado de Endesa, José Bogas, ha logrado cerrar en tiempo
récord la operación de compra de la participación de Enel en la filial
española de Enel Green Power. De este modo, la eléctrica española crece
pero también incrementa su nivel de endeudamiento. La eléctrica considera
que todavía mantiene margen para seguir creciendo con adquisiciones y es
que con un ratio de deuda/ebitda de 1,7 veces el rango hasta los 2,5 veces
que consideran óptimo permite poder seguir buscando oportunidades entre
las pequeñas distribuidoras o en el sector de las renovables donde no dejan
de aparecer pequeñas operaciones de 100 millones de euros como las de
T Solar o Infracapital.
LA CIFRA
5 por ciento
Es el objetivo que la Comisión Europea ha impuesto a
España hasta 2030 para reducir las emisiones de los
sectores difusos. El esfuerzo requerido, que se ha
repartido por nivel de renta, es mínimo para España
ya que la crisis hizo que se redujeran las emisiones
un 21 por ciento hasta 2013 y que llegar al 26 por
ciento reclamado para 2030 sea prácticamente coser
y cantar.
EL ‘RETUITEO’
@AOP_es
El Gas Natural Comprimido es
menos eficiente que los
carburantes convencionales