1. No category

Energía
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elEconomista
Revista mensual
29 de diciembre de 2016 | Nº 49
Opinión
Nicolás Loupy
Director General Dassault Systèmes
elEconomista
Energía
El precio del petróleo
subirá hasta los 60 dólares
el barril en 2017 | P28
Juan Juárez
Director Gerente de SunWood
“Queremos ser la primera empresa
del sector de la biomasa en España
en toda la cadena de valor” | P45
P10
José Donoso
Director General de Unef
P18
David Diez
Socio de Watson Farley & Williams
P26
Carlos Relancio
Director General de Cox Energy
P34
Javier Rodríguez
Director General de Acogen
P42
EL BONO SOCIAL
DEL GAS, NI ESTÁ
NI SE LE ESPERA
A diferencia del agua y de la electricidad, el gas natural no está considerado un servicio básico
| P38
SUMARIO
2
14. Electricidad
Balance 2016 en
‘elEconomista Energía’
Actualidad
Ahorre 50 euros al año con las
mejores tarifas de luz y de gas
Energía
elEconomista
Carburantes
El barril de crudo subirá hasta
los 60 dólares en 2017
Resumen con las informaciones más relevantes
Preste atención a la comparativa que hemos peparado y comba-
El acuerdo alcanzado entre los países OPEP y no OPEP
que se han producido en el sector en 2016
ta la cuesta de enero con las mejores ofertas en el mercado libre
para reducir la producción ha incrementado su cotización
22. Renovables
Aumenta la inseguridad
jurídica en renovables
La nueva propuesta de retribución ha supuesto
una gran decepción para el sector
32. Carburantes
Innovación y seguridad
en el Grupo CLH
6
28
38
45
El nuevo sistema realizará el proceso de carga
en los cisternas de un modo más seguro
34. Opinión
Carlos Relancio, Director
General de Cox Energy
“Las subastas bien estructuradas aumentan la
competitividad”
Edita: Editorial Ecoprensa S.A. Presidente de Ecoprensa: Alfonso de Salas
Vicepresidente: Gregorio Peña Director Gerente: Julio Gutiérrez
Relaciones Institucionales: Pilar Rodríguez Subdirector RRII: Juan Carlos
Serrano Jefe de Publicidad: Sergio de María
Director de elEconomista: Amador G. Ayora
Coordinadora de Revistas Digitales: Virginia Gonzalvo
Director de ‘elEconomista Energía’: Rubén Esteller Diseño: Pedro Vicente y Alba
Cárdenas Fotografía: Pepo García Infografía: Nerea Bilbao Redacción: Concha
Raso
Gas
El bono social del gas en
España, ni está ni se le espera
Este combustible no está considerado un servicio básico,
a dierencia del agua y de la electricidad, que sí lo están
Entrevista
Juan Juárez, director gerente
de SunWood
“Queremos convertirnos en la primera empresa del sector de
la biomasa en España en toda la cadena de valor”
EDITORIAL
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elEconomista
Energía
EL ILUMINADO
@eEEnergia
El gas natural necesita también un
bono social para familias vulnerables
E
l gas natural, a diferencia de la electricidad o el agua, no está
considerado un servicio básico por la existencia de otras
alternativas como la propia electricidad, el butano o la
biomasa. Esta afirmación, no obstante, podría llevarnos a
discusiones de porqué debe entonces atenderse a las
servidumbres de expropiaciones para la construcción de redes de
distribución de gas o porqué debe un ciudadano hacer frente a una
planificación obligatoria que puede ser cubierta con otras tecnologías. No
obstante, el sector de los hidrocarburos aceptaba, por ejemplo, la creación
de una bombona de butano social, una propuesta que también acabó en un
cajón pese a que el Ministerio de Industria y las petroleras llegaron a un
punto de la negociación muy avanzado.
La Comisión Europea ha pedido que se regule el bono social del gas,
pero los países que lo han hecho, todavía son pocos. La falta de una
metodología de estudio común de la pobreza energética en Europa está
dificultando la adopción de una política común para el conjunto de la Unión,
que sí ha exigido a los Estados miembros legislar a favor de los
consumidores vulnerables a nivel nacional.
A día de hoy son ya diecisiete los Estados miembros que cuentan con
normativas específicas en electricidad para atender a familias en situación
de riesgo, aunque solo unos pocos han incluido ayudas para el gas, según
se desprende de un informe sobre pobreza energética elaborado por
Economics for Energy.
Uno de ellos es Reino Unido. Con más de 30 años de experiencia en el
estudio de la pobreza energética, ha implementado diversas medidas que
sirven de apoyo a la renta familiar: la Winter Fuel Payment (WFP), que
consiste en un pago directo a todos los hogares que cuentan con un
miembro de 60 o más años, y la Cold Weather Payment (CWP), que
establece un pago fijo de 30 euros a un conjunto de individuos escogidos,
cuando la temperatura se prevé que baje de los 0ºC durante un periodo de
siete días o más.
Otra de las medidas, relacionada
con los precios de la energía, es la
Warm Home Discount (WHD),
destinada a reducir la carga de la
factura energética, a través del
apoyo directo a su pago, y que exige
a los distribuidores energéticos que
apliquen descuentos a pensionistas,
así como a un grupo más amplio de
hogares con baja renta. El estudio
de estas medidas resulta necesario.
La Comisión
Europea ha instado
a regular un bono
social para el gas pese
a que se considera
que no es un servicio
básico. En países
como Reino Unido,
el sistema está ya
claramente definido
Ignacio Colmenares
VICEPRESIDENTE DE ENCE
Ence ha cerrado la compra de
dos plantas de biomasa a Endesa
con las que incrementará un
29 por ciento la producción
eléctrica de la compañía.
EL APAGÓN
Florentino Pérez
PRESIDENTE DE ACS
Florentino Pérez, presidente de
ACS, vuelve a ser noticia este
mes por la quiebra de TP Ferro
que puede costar 500 millones.
Castor nos costó 1.500 millones.
AGENDA
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17
Evento: Curso: Derecho. Sector de los
Hidrocarburos.
Organiza: Club Español de la Energía.
Lugar: Paseo de la Castellana, 257. Madrid.
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: Curso: Energía y Cambio Climático.
Organiza: Club Español de la Energía.
Lugar: Campus de formación del Club: www.educaenergia.es
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: Curso: Energías Renovables.
Organiza: Club Español de la Energía.
Lugar: Campus de formación de Enerclub:
www.educaenergia.es
Contacto: http://www.enerclub.es
Evento: World Future Energy Summit 2017 Abu
Dhabi.
Organiza: Abu Dhabi National Exhibition Centre.
Lugar: Reed Exhibitions.
Contacto: www.worldfutureenergysummit.com
Evento: InfraTech 2017.
Organiza: Rotterdam Ahoy.
Lugar: Recinto ferial Rotterdam Ahoy. Holanda.
Contacto: http://www.infratech.nl/en
elEconomista
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Energía
Evento: Growing Economies: Project Finance
Forum.
Organiza: EnergyNet.
Lugar: Park Hyatt. Dubái.
Contacto: http://www.energynet.co.uk
Evento: Regional Energy Co-Operation Summit.
Organiza: EnergyNet.
Lugar: Sofitel Abidjan Hotel Ivoire. Costa de
Marfil. África.
Contacto: http://www.energynet.co.uk
Evento: Biogaz Europe Rennes 2017.
Organiza: BEES.
Lugar: Parc Expo de Rennes. Francia.
Contacto: http://en.biogaz-europe.com
Evento: Global Energy Forum 2017.
Organiza: Global Energy Forum Foundation.
Lugar: Beaver Creek Resort. Colorado. EEUU.
Contacto: https://www.globalenergyforum
Evento: Energy Mexico 2017: Expo & Congress.
Organizan: EnergeA y E.J.Krause.
Lugar: Centro Banamex. Ciudad de México.
Contacto: http://www.energymexico.mx
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ACTUALIDAD
elEconomista
Energía
AHORRE HASTA 50 EUROS AL AÑO
CON LAS MEJORES OFERTAS DE LUZ Y DE GAS
Combatir la ‘cuesta de enero’ es más sencillo de lo que cree. Preste atención a la comparativa que hemos
preparado con las mejores tarifas en el mercado libre para reducir las facturas de luz y de gas en 2017
CONCHA RASO
L
as fluctuaciones que se producen en los mercados de la
electricidad son las que determinan que el precio de la luz suba o
baje. A falta de dos días para que termine el año, el mercado
mayorista cerrará diciembre con un precio medio de 57,07 euros
megavatio hora (€/MWh), un mes en el que se han registrado
máximos anuales hasta en tres ocasiones. El precio medio más alto se
registró el 15 de diciembre, cuando se alcanzaron los 66,92 €/MWh, frente a
los 66,47 €/MWh del día 12 y a los 66,43 €/MWh del 1 de diciembre, según
informó Omie; unas subidas que, por cierto, la CNMC está investigando.
Los problemas de suministro eléctrico que está atravesando Francia han
supuesto un incremento de la generación térmica, que ha encarecido el
precio de la energía, a los que también se suman la recarga de la central
nuclear de Vandellós II y la parada de la de Almaraz II. Esta subida en el
mercado mayorista se traslada a la tarifa eléctrica regulada -Precio Voluntario
al Pequeño Consumidor (PVPC)-, repercutiendo en los recibos de la luz.
El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (Minetad) ha decidido
congelar los peajes de acceso de gas y electricidad para 2017 en los mismos
ALAMY
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niveles que en 2016 una vez calculados los costes regulados previstos y el
escenario de demanda, a la vez que ha afirmado que la factura de la luz ha
descendido un 11% de media este año y la del gas natural un 9%.
En el caso del sector eléctrico la propuesta refleja una previsión de
incremento de demanda eléctrica del 0,7% respecto a 2016, mientras que
para el sector del gas natural se prevé un ligero superávit. Donde sí se han
propuesto nuevos peajes es en la recarga de buques con GNL, con objeto de
incentivar el cambio a combustibles alternativos con menos emisiones
contaminantes e incrementar el uso de las plantas de regasificación.
Los consumidores temen que el inicio del año venga acompañado de una
subida en los recibos de la luz y del gas y buscan las mejores alternativas. A
lo largo de 2016 han sido muchas las ofertas en el mercado libre dirigidas al
consumidor doméstico. Basándonos en los datos de la comparativa de la
CNMC, hemos seleccionado las más económicas, tanto en gas como en
electricidad, para combatir la temida cuesta de enero. Siguiendo la tónica de
los últimos tres años, la mayoría de las ofertas son de comercializadoras que
llevan poco tiempo en el mercado -ver cuadro adjunto-.
En electricidad hemos elegido como ejemplo el de una vivienda tradicional
con una potencia contratada de 5,5 kilovatios y un consumo de 5.000
kilovatios hora al año. La mejor oferta es la de Fortuluz, comercializadora de
reciente creación afincada en Barcelona. Su tarifa FijoLuz tiene un precio de
998,63 euros al año. Se trata de una tarifa fija en la que el cliente paga cada
mes el mismo importe, independientemente del consumo real, que se calcula
en base a los datos de consumo anual y de potencia aportados por el propio
cliente y que la comercializadora le comunica a la firma del contrato. Cada
primero de mes el importe se carga en cuenta y, a final de año, la compañía
regulariza la situación, devolviendo la diferencia si fuese necesario. El cliente
está obligado a una permanencia de doce meses y una penalización
equivalente al 5 por ciento del precio del contrato por la energía estimada
pendiente de suministro en caso de rescisión del contrato antes de la fecha
de vencimiento. La contratación puede realizarse por Internet y por teléfono y
el tipo de factura es electrónica.
La segunda mejor oferta es la de Viesgo -con un precio de 1.008,01 euros
al año-, 10 euros más cara que la anterior. Se trata de una tarifa online con
facturación electrónica que ofrece un 5 por ciento de descuento en el término
de potencia durante el primer año de vigencia del contrato. Al igual que la de
Fortuluz, exige permanencia de un año y tiene una penalización del 5 por
ciento en caso de rescisión anticipada del contrato, lo mismo que sucede con
ACTUALIDAD
elEconomista
Energía
Un usuario consulta sus facturas de electricidad. ROCÍO MONTOYA
2017
El Gobierno congela
los peajes de acceso
de electricidad y gas
al mismo nivel que
en 2016
la oferta de Comercializadora Riojana de Energía, la tercera más barata del
mercado, con un precio anual de 1.009,52 euros.
También resulta interesante la tarifa Gana 10 Online Plus de la joven
comercializadora Gana Energía, por 1.025,42 euros al año. Destinada a
hogares -y también a pequeños negocios con un consumo de electricidad
medio o medio alto-, el cliente paga un precio fijo por cada kilovatio hora
consumido sin tener que preocuparse ni de la hora ni de las variaciones del
mercado. Además, a diferencia de las anteriores, no está sujeta a
permanencia ni a penalizaciones.
La oferta de EDP, Fórmula Luz Hogares, tampoco está sujeta a
obligaciones en el contrato y solo cuesta tres euros más que la anterior. Esta
tarifa ofrece una serie de alicientes, como un 2 por ciento de descuento sobre
el término de energía asociado a la contratación del servicio de facturación
electrónica, 2.000 puntos en caso de elegir este tipo de facturación y la
posibilidad de participar en el sorteo de un año de energía gratis. Además, si
el cliente se acoge a la opción Click, la comercializadora ofrece un bono
8
anual por valor de 9 euros a descontar en la factura.
Desde que comenzaran a operar las comercializadoras de electricidad
verde, cada vez más consumidores están optando por sumarse al carro de la
energía limpia. El número de ofertas se ha ampliado en los últimos años a
precios muy competitivos. Para la misma potencia contratada -5,5 kW- y el
mismo consumo estimado -5.000 kWh al año-, la oferta más barata es la de
EDP. Su tarifa Fórmula Luz Hogares con opción Click cuesta 1.028,15 euros
al año, con las mismas ventajas que acabamos de comentar.
En segundo lugar está Aura Energía -comercializadora afincada en
Cataluña con más de 9.000 clientes activos-, con una oferta anual de
1.030,31 euros, solo dos euros más cara que la de EDP. Válida tanto para
hogares como para empresas, exige contrato de un año de permanencia y
está sometida a penalización en caso de rescisión anticipada.
La tercera mejor oferta se la disputan entre Gesternova -comercializadora
de gran prestigio fundada en 2005 por José María González Vélez, gran
experto en el sector-, y The Yellow Energy -comercializadora de Esfera Luz-.
La diferencia entre ambas no llega a los 50 céntimos al año, con un precio de
1.041,50 euros y 1.041,96 euros, respectivamente-.
Según su página web, Gesternova ofrece un precio fijo para cada período
de la tarifa, que permite que el coste de la electricidad para ese suministro
sea más fácil de predecir. En este caso, las subidas o bajadas del mercado
mayorista no afectan al precio que el cliente paga por la electricidad en sus
facturas para todo el año, evitando riesgos y consiguiendo estabilidad y
seguridad. En el caso de Esfera Luz, su tarifa ofrece una cuota fija al mes
que, como ya hemos visto en otras ofertas, se recalcula a final de año para
saber si el cliente ha pagado más o menos dinero por la energía consumida.
Otra oferta interesante es la tarifa Un Precio de Holaluz.com por 1.048,32
euros al año, sin condiciones de permanencia y con la que el cliente, afirman
desde su página web, no tendrá que estar pendiente de las horas, ya que
garantiza un precio mínimo las 24 horas del día. Por 1.054,68 euros también
aparece en el ránking la oferta de Som Energía, cooperativa catalana con
29.000 socios y más de 40.000 contratos. La única condición para darse de
alta es ser socio de la cooperativa, lo que obliga al pago de una única cuota
cuyo importe será devuelto al cliente si se da de baja.
Electricidad para pymes
En la comparativa que hemos realizado también hemos incluido las mejores
ofertas de luz para pymes, empresas con consumos eléctricos elevados y a
ACTUALIDAD
Las cinco mejores
ofertas de gas
elEconomista
Mejores ofertas de electricidad y gas
ELECTRICIDAD
La comparativa que ofrecemos a
COMERCIALIZADORA
continuación recoge las cinco mejores
Fortuluz
ofertas de gas que las diferentes
Viesgo
comercializadoras ofrecen en el
Riojana de Energía
mercado para una vivienda tradicional
Gana Energía
con un consumo estimado de 12.000
Edp
kilovatios hora al año.
■ ‘Fórmula Gas @Click’ de Iberdrola
Precio anual 737,69 euros. Oferta ‘online’
con un 10 por ciento de descuento en el
Edp
término fijo y un bono descuento anual
Aura Energía
de 9 euros a descontar en las facturas.
Gesternova
Sin permanencia ni penalización.
Esfera Luz
■ ‘Hogar Siempre Gas’ de Aldro
Holaluz
Precio anual 755,64 euros. Oferta con
Som Energía
3 por ciento si la contratación es por
Internet. Sin permanencia.
■ ‘Gas Alta Utilización’ de Endesa
Fortuluz
Precio anual 755,85 euros. Cinco por
Ecovatios
ciento de descuento permanente tanto
Aura Energía
en el término fijo como en el variable.
Vóltico Energía
Con penalización.
Gana Energía
■ ‘Gas Energía’ de Fenie Energía
Alcanzia
3 por ciento sobre el término de energía
COMERCIALIZADORA*
electrónicas. Sin permanencia.
Edp
■ �‘Conect@ Gas’ de Iberdrola
Aldro
Precio anual 771,85 euros. Oferta
Endesa
‘online’ con un descuento del 10 por
Fenie Energía
ciento en el consumo de gas de manera
Iberdrola
permanencia. Solo facturación
electrónica. Cuota fija.
FijoLuz Península 2.0A
998,63
Tarifa 100% Online 2.0A
1.008,01
Tarifa ATR 2.0A
1.009,52
Gana 10 Online Plus
1.025,42
Fórmula Luz Hogares Click
1.028,15
OFERTA
IMPORTE ANUAL
ESTIMADO
POTENCIA 5,5 kW (€)
Fórmula Luz Hogares Click
1.028,15
Aura Energía 2.0A
1.030,31
Tarifa Fácil
1.041,50
Tarifa Esfera Luz 2.0
1.041,96
Un Precio
1.048,32
Som Energía 2.0A
1.054,68
OFERTA
IMPORTE ANUAL
ESTIMADO
POTENCIA 5,5 kW (€)
Fijoluz Península 2.1A
2.624,28
Pagas Según Comsumes 2.1A
2.631,91
Aura Enegía 2.1A
2.648,72
Tarifa Vóltico 2.1A
2.670,56
Gana 15 Online
2.674,32
Tarifa 2.1A
2.679,53
OFERTA
IMPORTE ANUAL
ESTIMADO
POTENCIA 5,5 kW (€)
Fórmula Gas Hogares @Click
737,69
Hogar Siempre Gas 3.2 Online
755,64
Tarifa Gas Alta Utilización
755,85
Gas Energía 3.2
766,82
Conect@ Gas (T2)
771,85
GAS
con contratación y facturación
indefinida. Sin cláusulas de
IMPORTE ANUAL
ESTIMADO
POTENCIA 5,5 kW (€)
ELECTRICIDAD PYMES
COMERCIALIZADORA
Precio anual 766,82 euros. Ahorro de un
OFERTA
ELECTRICIDAD VERDE
COMERCIALIZADORA
un descuento del 20 por ciento más un
Energía
La comparativa fue realizada el 19 de diciembre de 2016. Los precios incluyen el IVA y el impuesto de electricidad.
No incluyen el alquiler del equipo de medida.
(*) Precio de la TUR: 760,57 €.
Fuente: CNMC y páginas web de las compañías.
elEconomista
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las que seguro les interesa estar al día de los posibles ahorros de cara al
próximo recibo de la luz. Para ello hemos elegido una empresa tipo con una
potencia contratada de 12 kilovatios y un consumo anual estimado de 12.000
kilovatios hora al año. En este caso, la tarifa más barata vuelve a ser la de
Fortuluz y su tarifa FijoLuz que, como ya hemos visto, también lidera el
ránking de la mejor oferta para viviendas, con un precio de 2.624,28 euros al
año. Al ser la misma tarifa, las condiciones no varían. Hablamos, por tanto,
de una tarifa fija, que exige contrato de permanencia de un año, con
penalización en caso de incumplimiento.
La segunda más económica es la oferta Pagas según consumes de
Ecovatios, con un precio de 2.631,91 euros, es decir, unos 8 euros más que
la anterior. En este caso no se exige permanencia y la empresa paga lo
mismo por cada kilovatio hora consumido durante un año. Con sede en
Madrid, esta comercializadora de electricidad verde está formada por un
equipo de profesionales con más de 15 años de experiencia internacional en
energía y, en particular, en el campo de las renovables.
ACTUALIDAD
FortuLuz lidera
el ranking de
las mejores ofertas
de luz para viviendas
y pymes
elEconomista
Como tercera comercializadora más barata del ranking aparece Aura
Energía, con un precio anual de 2.827,24 euros para contrataciones
telefónicas y online. Exige contrato de un año de permanencia y está
sometida a penalización en caso de rescisión anticipada del contrato.
A partir del cuarto puesto las tarifas se encarecen entre 45 y 55 euros al
año respecto a la oferta de Fortuluz. Hablamos de las tarifas de Vóltico
Energía, Gana Energía y Alcanzia que, como se puede ver en la tabla
adjunta, cuentan con un precio de 2.670,56, 2.674,32 y 2.679,53 euros
respectivamente. Vóltico Energía está ubicada en Barcelona con una filosofía
muy simple: “Dar el mejor servicio con los mejores precios”. Su oferta no
exige permanencia y está pensada para empresas que “se mueven
cómodamente por Internet y que usan el medio digital en su beneficio”,
apuntan desde su web. Algo parecido a lo que sucede con Gana Energía y
su oferta Gana 15 Online, pensada para realizar todas las operaciones a
través de Internet. Tampoco exige permanencia. La oferta de Alcanzia
tampoco exige permanencia y su facturación es electrónica.
Trabajar con grandes empresas de todo el mundo nos ha
enseñado que la energía no está en el gas que buscamos,
licuamos, transportamos, regasificamos y comercializamos.
La energía está en las empresas y en las personas
que desde ellas cambian el mundo a mejor.
Para que esa energía no se detenga ponemos a su
disposición un servicio único que solo la compañía
experta en gas para empresas puede ofrecer.
unionfenosagas.com
Energía
CREEMOS EN LA
ENERGÍA
DE LAS EMPRESAS
OPINIÓN
10
elEconomista
Energía
Diseño y colaboración 3D ante
los retos del ‘Horizonte 2020’
Nicolás Loupy
Director general de Dassault
Systèmes para España y Portugal
La aparición de la
tecnología 3D ha
significado un notable
avance para las
empresas del sector, ya
que facilita la
optimización de los
recursos y la
colaboración entre
los distintos
departamentos
L
a creciente importancia de las renovables es,
desde hace diez años, una realidad que no
podemos negar. El paradigma energético ha
dejado de basarse en el consumo de combustibles
fósiles y nucleares para dar paso a un modelo más
plural, incluyendo las fuentes de energía renovables como la
hidráulica, la eólica, la biomasa, etc. Las políticas europeas
actuales son un reflejo de esta evolución.
Seguridad de abastecimiento, competitividad y sostenibilidad
son los tres objetivos principales fijados por la UE en el
Compromiso 20/20/20. Su fin es hacer frente al aumento de la
demanda del sector energético, la volatilidad de los precios y las
perturbaciones del suministro. En esta línea, el pasado 30 de
noviembre, la Comisión Europea presentó Energía limpia para
todos los europeos, un nuevo paquete de medidas para
preservar la competitividad teniendo en cuenta que “la transición
hacia una energía limpia está cambiando los mercados
mundiales de la energía”, según explicaba en su comunicado.
Los objetivos establecidos de cara al 2020 también
ejemplifican la actual concienciación medioambiental, ya que
plantean reducir las emisiones de gases de efecto invernadero
un 20 por ciento -como mínimo- respecto a los niveles de
1990, obtener un 20 por ciento de la energía a partir de
fuentes renovables y mejorar la eficiencia en un 20 por ciento.
Sin duda, Europa avanza hacia la sostenibilidad energética
y lo hace en un momento en el que el debate sobre el cambio
climático y la preocupación por las posibles soluciones están a
la orden del día. El Protocolo de Kyoto acentuó en 1998 la
concienciación global de los gobiernos y la sociedad hacia
esta problemática. 19 años después, la pregunta sobre si
llegarán las energías renovables a sustituir a los combustibles
fósiles y a la energía nuclear sigue estando muy presente.
Frente a este panorama marcado por los cambios
energéticos, la transformación tecnológica juega también un
papel determinante. Conseguir una mayor sostenibilidad
mejorando la eficiencia está relacionado con la incorporación
de nuevas tecnologías en la industria energética. La
innovación es clave para optimizar los recursos y los procesos
utilizados tanto en las energías renovables como en las
tradicionales. Si bien el paradigma está cambiando, no
debemos olvidar que los combustibles fósiles siguen siendo la
fuente de energía principal a nivel mundial. En España, en
concreto, la demanda del petróleo supuso el 50,8 por ciento
del total en 2014.
La aparición de la tecnología 3D ha significado un notable
avance para las empresas del sector en múltiples aspectos.
11
No solo tiene una gran utilidad para las compañías
renovables, también ha ganado mucha importancia entre la
industria convencional de las no renovables. Los diseños en
3D con herramientas CAD, las maquetas digitales y las
herramientas de gestión de ciclo de vida de los productos
(PLM) facilitan la optimización de los recursos y la
colaboración entre los distintos departamentos independiente
donde estén ubicados. Además, el software de simulación 3D
ofrece nuevas experiencias virtuales para las centrales
energéticas y las compañías energéticas.
Los efectos del uso de dichas experiencias 3D son
apreciables a distintos niveles en las plantas, ya que
repercuten en la seguridad y en el manejo de los datos. Por
una parte, diseñar las instalaciones de forma virtual y formar a
los empleados sobre las distintas situaciones de emergencia
de manera realista aumenta la seguridad. Por otra parte, el
software de simulación 3D facilita la automatización de los
procesos y la documentación de alta calidad, ya que permite
convertir los datos en información útil para tomar decisiones.
La navegación por datos geolocalizados, la visualización de
gráficos interactivos o la exploración de tendencias y los
comportamientos de uso, son otras de las utilidades que
ofrece.
Estas tecnologías disruptivas y las experiencias 3D ofrecen
numerosas ventajas. Las plataformas colaborativas ofrecen
soluciones que garantizan a las empresas la modernización e
innovación tecnológica y la consecuente mejora del
rendimiento de sus procesos productivos.
Por otro lado, el software de diseño 3D permite abarcar
todos los aspectos del desarrollo del producto y ayuda a
OPINIÓN
maximizar la productividad del diseño y la producción. Aplicado
al sector energético, las herramientas de diseño 3D permiten
construir un modelo virtual integral de la planta. Algunos
ejemplos de productos de centrales energéticas diseñados
mediante soluciones de diseño 3D serían las tuberías, el
cableado, las estructuras de acero y la ingeniería civil.
Todo ello en su conjunto sirve para mejorar la calidad de los
activos físicos y reducir los tiempos de producción. Mediante
la reducción de errores se logra también la disminución del
coste total. Además, las experiencias 3D facilitan la
colaboración entre secciones y aportan mayor flexibilidad a la
hora de adaptarse a las demandas del mercado.
Más de 2 millones de diseñadores e ingenieros de todo el
mundo ya usan este tipo de software de diseño, el cual no es
exclusivo para las centrales eléctricas. Un caso reciente es el
de Power Electronics, empresa especializada en la fabricación
de electrónica de potencia que trabaja con una extensa red a
nivel mundial. Con este software, la compañía pudo ganar
fiabilidad en los datos y agilidad en la búsqueda de
información, además de disminuir el tiempo en la entrega de
los proyectos y la necesidad de fabricar productos físicos.
Esta es la experiencia de una compañía en concreto, pero
su caso nos sirve como ejemplo para considerar el valor de la
tecnología 3D en el sector energético y entender que, en este
siglo de modernización y globalización en el que todo está
conectado, la colaboración y la innovación son fundamentales.
Por tanto, comprender que los conceptos seguridad,
competitividad y sostenibilidad van de la mano de la
innovación tecnológica es esencial para adaptarse a este
exigente mercado de las energías.
elEconomista
Nicolás Loupy
Director general de Dassault
Systèmes para España y Portugal
Las herramientas de
diseño 3D permiten
construir un modelo
virtual integral de la
planta. Algunos
ejemplos de productos
de centrales
energéticas serían las
tuberías, el cableado,
las estructuras de acero
y la ingeniería civil
Energía
12
NACIONAL
elEconomista
Energía
Íñigo Ansola, nuevo
director general
del EVE
Gamesa bate
récords: 1.880
turbinas en un año
Ence compra dos
plantas de biomasa
a Endesa
FRV cumple 10
años como líder
en renovables
Herbert Smith
Spain, firma del
año en Energía
El Gobierno vasco ha
designado a Íñigo Ansola
Kareaga nuevo director
general del Ente Vasco de
la Energía (EVE), en
sustitución de Pilar
Urruticoechea, que ha
vuelto al sector privado.
Ansola cuenta con una
dilatada carrera en cargos
de responsabilidad en la
Diputación Foral de
Vizcaya, donde fue director
de Infraestructuras
Ambientales y de Agua. En
2013 fue nombrado director
general de la Agencia
Vasca del Agua (URA).
Gamesa ha batido su
récord de producción de
aerogeneradores durante
un año al superar las 1.880
unidades fabricadas hasta
noviembre de 2016,
capaces de generar 3.880
megavatios. Para
celebrarlo, Gamesa
organizó un acto
conmemorativo en la planta
soriana de Ágreda,
dedicada al ensamblaje de
nacelles que, en lo que va
de año, ha fabricado 526
unidades, es decir, un 28
por ciento del total
producido en el mundo.
Ence ha cerrado un
acuerdo de compra de la
participación de Endesa en
las plantas de biomasa de
Enemasa (Ciudad Real) y
La Loma (Jaén), en las que
la compañía mantenía un
68,4 y un 64,1 por ciento,
respectivamente, con la que
aumenta en un 29 por
ciento la potencia instalada
de su negocio de energía,
que pasa a 143 MW. Esta
operación supone un nuevo
paso en el cumplimiento de
su Plan Estratégico, que
contempla alcanzar 383
MW con biomasa en 2020.
Fotowatio Renewable
Ventures (FRV) celebra su
décimo aniversario como
referente mundial en el
sector de las renovables.
Constituida en 2006 en
España, se ha convertido
en uno de los líderes
mundiales de fotovoltaica y
ha expandido su actividad a
los cinco continentes, con
más de 650 MW de plantas
de fotovoltaica y termosolar,
que representan más de
2.500 millones dólares de
inversión, con la
participación de más de 20
entidades financieras.
Miguel Riaño, Ignacio Paz,
y Eduardo Soler-Tappa han
sido distinguidos por el
prestigioso directorio Best
Lawyers en su edición 2017
en España en la disciplina
de Energía, convirtiendo al
bufete internacional de
origen inglés en el líder en
esta práctica en España. En
la actualidad, Herbert Smith
Freehills Spain interviene
en algunas de las
operaciones más
importantes del sector, así
como en las disputas y
arbitrajes de mayor
relevancia.
13
INTERNACIONAL
elEconomista
Energía
Irizar suministrará
18 autobuses
eléctricos en Francia
Nueva central
eléctrica híbrida de
Enel en EEUU
Apple y Goldwing
invertirán en
parque eólicos
Nueva planta solar
de Meridiam en
Senegal
Baterías Saft para
las subestaciones
de Brasil
El Grupo Irizar se ha
adjudicado un concurso en
la región francesa
Aglomeración de la Costa
Vasca-Adour -que
comprende las zonas de
Bayona, Anglet y Biarritzvalorado en unos 11
millones de euros, para el
suministro de 18 autobuses
articulados (Irizar i2e) con
propulsión totalmente
eléctrica, así como las
correspondientes
estaciones de recarga. La
puesta en servicio de estas
unidades será en la
primavera de 2019.
La empresa italiana Enel ha
iniciado las actividades de
la primera central industrial
de gran envergadura
geotérmica-hidroeléctrica
en Cove Fort, Utah (EEUU),
gracias al uso de un
generador vertical
completamente sumergible
en un pozo de inyección
geotérmico, que combina
ambas energías en el
mismo sitio. El uso de esta
tecnología ha sido capaz de
aumentar la producción de
1.008 MWh durante los tres
meses que duraron las
pruebas experimentales.
Apple ha llegado a un
acuerdo con el fabricante
chino de turbinas eólicas
Goldwing para cooperar en
proyectos de energía en
este país. Como parte de
esta asociación, Goldwind
venderá el 30 por ciento de
varios proyectos eólicos.
Apple, al igual que Google,
aspira a suministrar todas
sus plantas con renovables
y, en estos momentos, ya
llegaría al 93 por ciento de
su suministro. La compañía
también ha anunciado la
construcción de 200 MW de
capacidad solar en China.
Cuando aún no ha entrado
en funcionamiento la planta
solar Senergy que la
francesa Meridiam ha
construido en Senegal,
prevista para principios de
2017, la compañía ha
anunciado un nuevo
proyecto fotovoltaico en
este país, al que han
bautizado como Ten
Merina, de 30 megavatios
de potencia, que realizará
conjuntamente con las
compañías Eiffage y
Solairedirect. El coste del
proyecto ha sido estimado
en 43 millones de euros.
Saft ha conseguido un
contrato con la empresa
brasileña CEB (Companhia
Energetica de Brasilia) para
diseñar sistemas de batería
de backup de níquel sin
mantenimiento en las 34
subestaciones de
distribución que sirven a
Brasilia. Las baterías Saft
Uptimax reemplazarán las
baterías de plomo
existentes con el fin de
aumentar la confianza y
disponibilidad del sistema,
mientras se reducen el
mantenimiento de la batería
y los costes de reemplazo.
14
ELECTRICIDAD. RESUMEN DEL AÑO
elEconomista
Energía
LAS SUBASTAS Y LA
NORMATIVA EUROPEA
MARCAN EL INICIO
Y EL FINAL DEL 2016
Ha llegado el momento de hacer balance. Les ofrecemos un
pequeño resumen con las informaciones más relevantes que se
han producido en el sector a lo largo de 2016
CONCHA RASO
L
a experiencia que las empresas energéticas españolas han
acumulado en los últimos años les está sirviendo para
posicionarse en los mercados y estar preparadas para afrontar
los grandes retos de la transición energética que se avecina. A lo
largo de 2016, el panorama ha sido muy variopinto, tanto dentro
como fuera de nuestras fronteras: fusiones y acuerdos, nuevas propuestas
normativas desde Bruselas, proliferación de subastas para el despliegue de
las renovables, desarrollo de nuevos mercados, elección del nuevo inquilino
en la Casa Blanca y un largo etcétera que resumimos a continuación.
Aunque la situación política no ha sido la más adecuada -marcada por la
dimisión de José Manuel Soria como ministro de Energía y un Gobierno en
funciones que ha supuesto un retraso en la ejecución de nuevas medidas-, el
sector ha seguido su camino y espera expectante que el nuevo ministro,
Álvaro Nadal, con el apoyo de Daniel Navia desde la Secretaría de Estado de
ISTOCK
15
El desastre provocado por el accidente nuclear de Fukushima. REUTERS
Energía, coja con fuerza las riendas del sector y saque adelante algunas de
las medidas que dejó preparadas su hermano gemelo Alberto Nadal y
modifique otras menos populares que han sido perjudiciales para una parte
del sector, al objeto de restaurar la seguridad jurídica en el país y mejorar la
competitividad de las empresas.
Una de las normativas pendientes, de la que nos hicimos eco a principios
de año, es la que permitiría reducir parte de la deuda eléctrica contraída
como consecuencia del déficit de tarifa acumulado desde el año 2000, que
los consumidores pagamos en el recibo de la luz y que asciende a 23.000
millones de euros. La idea es que la norma permita utilizar el superávit de
tarifa del sistema eléctrico para hacer frente a dicha deuda, ya que la Ley del
Sector Eléctrico prohíbe que se utilicen los excedentes para bajar las tarifas.
La deuda provocada por el fraude cometido por algunas comercializadoras
que operan en el mercado eléctrico también ha sido tratada en la publicación.
La CNMC ha sancionado a varias de ellas por incumplir las obligaciones de
adquirir la energía necesaria para sus suministros y de prestar las garantías
exigidas por el operador del sistema, con quien, por cierto, algunas
asociaciones y empresas del sector han retomado conversaciones para
impulsar una regulación específica sobre la figura del agregador de demanda
ELECTRICIDAD.RESUMEN DEL AÑO
elEconomista
Energía
El sector del carbón ha recibido ayudas del Gobierno destinadas a cubrir las pérdidas de producción. ISTOCK
El coste del desastre
de Fukushima supera
los 80.000 millones
■ El accidente de la central nuclear de
Fukushima, que tuvo lugar el 11 de marzo
de 2011 en Japón, también ha sido noticia
en elEconomista Energía. Casi seis años
después de la catástrofe, el coste supera
los 80.000 millones de euros. Hasta marzo
de 2016, solo se había desmantelado un
10 por ciento de la central y se intentaba
frenar la filtración de agua contaminada al
océano con la construcción de un muro
de hielo. Las previsiones apuntan que en
2017 se podrá realizar la retirada de
combustible, aunque se ha estimado que
el desmantelamiento total de la central se
alargará entre 30 y 40 años.
que coordine y gestione la demanda de los consumidores.
Los ciclos combinados también han sido protagonistas. Su situación, que
se ha hecho insostenible, ha provocado que los propietarios de estas
instalaciones reclamen al Gobierno que apruebe una normativa que lleva
coleando desde 2013, que les permita la hibernación de algunas de estas
centrales ante la situación de infrautilización de las mismas. Por lo que
respecta al sector del carbón, el Gobierno aún en funciones daba luz verde a
la concesión de una partida de 36 millones de euros en concepto de ayudas
adicionales destinadas a cubrir las pérdidas de la producción de carbón
nacional durante 2016 -de 10 euros por tonelada-, tanto para las minas
subterráneas como de cielo abierto, además de otra partida de 25,3 millones
de euros para cubrir las pérdidas de producción del sector minero.
La transposición de la Directiva de Daños al ordenamiento jurídico nacional
ha sido otro de los temas tratados. Aprobada en noviembre de 2014, esta
normativa pretende garantizar que cualquier persona que haya sufrido un
perjuicio ocasionado por prácticas anticompetitivas pueda reclamar el
resarcimiento del daño y que los supuestos infractores puedan defenderse en
todo el ámbito de la UE.
A nivel europeo, una de las acciones más recientes para recuperar el
16
ELECTRICIDAD.RESUMEN DEL AÑO
elEconomista
Energía
Otros reportajes de
interés
impulso a la descarbonización de la economía y preservar la competitividad
de la Unión es el nuevo paquete de medidas energéticas que la Comisión
presentó el pasado 30 de noviembre, con tres objetivos fundamentales: dar
prioridad a la eficiencia energética, convertir al continente en líder mundial en
renovables y ofrecer un trato justo a los consumidores. Las propuestas
legislativas se centran, entre otros aspectos, en la propia eficiencia
energética, en las energías renovables, en el diseño del mercado de la
electricidad, en la seguridad del abastecimiento de electricidad y en las
normas de gobernanza de la Unión de la Energía.
El nuevo paquete de medidas se une, así, al presentado por Bruselas en
febrero pasado sobre seguridad energética con el objetivo de facilitar el
camino hacia la transición energética y poder hacer frente a posibles
interrupciones del suministro de energía, centrado en cuatro puntos básicos:
acuerdos intergubernamentales en el sector, Estrategia sobre Gas Natural
Licuado y almacenamiento de gas, Reglamento sobre seguridad de
suministro de gas y Estrategia de calefacción y refrigeración.
La noticia más destacada a nivel mundial ha sido, sin duda, la de las
elecciones a la presidencia de los Estados Unidos, en las que el republicano
Donald Trump se impuso a la demócrata Hillary Clinton. Un hombre polémico
que, en materia de energía, ha manifestado su apoyo a las tecnologías
fósiles y ha puesto en duda las consecuencias del cambio climático.
■ Pobreza energética
Las compañías energéticas han
firmado acuerdos con algunas
administraciones españolas para
garantizar el suministro a familias
en situación de precariedad.
■ Energía hidroeléctrica
Piedra angular para conseguir
los objetivos europeos y pieza
clave para la integración de otras
fuentes renovables en el sistema
eléctrico.
■ Fábricas solares
Las previsiones de mejora del
mercado fotovoltaico en España
han animado a varias empresas a
invertir en la construcción de
nuevas plantas de fabricación
solares en diferentes regiones
Fusiones, ventas y adquisiciones
del país.
■ Vehículos eficientes
Resumir en pocas líneas el volumen de operaciones que se han producido a
lo largo del año a nivel empresarial es complicado. En esta ocasión ha sido el
sector eólico el que se ha llevado la palma con una de las operaciones más
relevantes: la fusión entre Siemens y Gamesa que, una vez efectiva, dará
lugar al nacimiento del mayor fabricante mundial de aerogeneradores, con
una capacidad instalada cercana a los 70 gigavatios y una cartera de pedidos
valorada en 20.000 millones de euros. Especialmente interesante ha sido
también la fusión entre Nordex y Acciona, anunciada en octubre de 2015 y
completada en abril de este año por 785 millones de euros. En eólica
también destacan la compra de UpWind Solutions y de Availon por parte de
Vestas, la de Global Energy Systems por parte de Cristian Lay, la venta de
parte de la filial eólica de Elecnor y la venta de LM Wind a General Electric.
Abengoa también ha saltado a la palestra por la venta del negocio de
biocarburantes de primera generación integrado en su filial Abengoa
Bioenergía, compuesto por 16 plantas en Europa, Estados Unidos y Brasil.
Las principales compañías del
sector están implementando
medidas entre sus empleados
para potenciar el uso del coche
eléctrico, tanto en el trabajo
como a nivel particular.
■ Renovables y petroleras
Las empresas de petróleo y gas
llevan varios años apostando por
las renovables. En el último
trienio han invertido más de
11.000 millones de dólares en
nuevos proyectos y empresas
tecnológicas.
EE
17
La venta de éste y otros activos forma parte del plan de desinversiones que
la compañía presentó en enero pasado para reducir su endeudamiento.
Algo parecido es lo que ocurre con Isolux y la venta de T-Solar, su filial de
plantas fotovoltaicas, una de las principales operaciones incluida en el
programa de desinversiones que incluye el plan de rescate del grupo de
construcción e ingeniería para reestructurar su deuda de 2.100 millones de
euros y garantizar su viabilidad futura, y que recientemente ha pasado a
manos de la banca acreedora, que se encargará de canjear el grueso de la
deuda por el 90% de la compañía. En el terreno solar también destaca la
negociación de la francesa Voltalia para comprar Martifer Solar con la
intención de crecer en el desarrollo y construcción de centrales fotovoltaicas y
la adquisición por parte de DNV GL de GreenPowerMonitor, que sumarán
una experiencia conjunta en más de 5.500 proyectos de energía solar.
Otras operaciones han tenido como protagonistas a Repsol, que ha
vendido a la chilena Abastible su negocio de GLP en Perú y Ecuador; la OPA
de Audax sobre el 70,8 por ciento del capital de Fersa Energías Renovables;
la salida a venta de Redexis Gas por parte de Goldman Sachs; la compra del
20 por ciento del capital de Gas Natural Fenosa por parte del fondo GIP; y a
Enagás, que ha elevado su participación en la peruana TgP hasta el 28,94
por ciento. Su filial en Chile ha comprado a Gas Natural Fenosa el 20 por
ciento que posee en la planta de GNL de Quintero.
ELECTRICIDAD. RESUMEN DEL AÑO
elEconomista
Energía
Vivienda con paneles solares en el
tejado. EE
Subastas y tecnologías
Las subastas de renovables también han tenido un peso importante en la
publicación. El comienzo del año estuvo marcado por la celebración de la
primera subasta en España, en la que se adjudicaron un total de 700
megavatios -500 de eólica y 200 de biomasa- que no estuvo exenta de
polémica, ya que las empresas que participaron pujaron tan a la baja que
perdieron las ayudas por las que competían. El miedo a que el país no
alcance el objetivo europeo del 20 por ciento en renovables ha llevado al
Gobierno a planear una nueva subasta, que se celebrará en el primer
semestre de 2017, y que incluirá otras energías limpias que deberán
competir entre sí al no haber cupos por tecnologías y de la que se espera
que se modifiquen algunos aspectos que las hagan más productivas.
En América Latina las subastas también se han convertido en uno de los
instrumentos más populares para el despliegue de las renovables. En los
últimos diez años se han contabilizado 54, una cifra que ha aumentado en
2016 con nuevas licitaciones en países como México, Argentina y Chile y en
2017
Las empresas están
preparadas para
afrontar los grandes
retos de la transición
energética
las que las empresas españolas han sido adjudicatarias de varios proyectos.
Las subastas de renovables no han sido las únicas que se han celebrado a
lo largo del año en España. Con dos meses de retraso sobre la fecha
prevista, a mediados de noviembre tuvieron lugar las subastas del servicio de
interrumpibilidad que ofrecerán los grandes consumidores de electricidad en
2017, en las que participaron un total de 138 consumidores y en las que se
asignaron 2.975 megavatios de potencia.
Otro de los temas relevantes tiene que ver con el almacenamiento de
energía, un mercado en el que EEUU ha sido la región que más ha crecido a
nivel mundial. Su potencial ha hecho que algunas empresas hayan unido
fuerzas para reforzar su posición en el mercado. Entre las operaciones más
relevantes están la compra de Saft por parte de Total, la compra del 80% de
Green Charge Networks a cargo de Engie o las alianzas entre Nissan y Enel
en el campo del vehículo eléctrico.
OPINIÓN
18
elEconomista
Energía
Hitos y desafíos para la FV en el
actual escenario de oportunidades
José Donoso
Director general de Unef
2016 será recordado
como un año de
grandes hitos y éxito
para la fotovoltaica a
nivel internacional, con
cifras récord de nueva
potencia instalada, la
ratificación del
Acuerdo de París y la
apuesta de muchos
países por las subastas
E
l año que está a punto de acabar será recordado
como un año de grandes hitos y éxito para la
fotovoltaica, gracias al considerable ritmo de
desarrollo de este sector que, a nivel
internacional, ha alcanzado cifras récord de
nueva potencia instalada; a la ratificación del Acuerdo de París,
en el que se enfatiza el papel de las renovables como fuentes
de energía limpia, y a la apuesta cada vez más decidida de
muchos países por las subastas energéticas.
A nivel internacional, en 2016 se ha producido un hito
histórico en el ámbito de la lucha contra el calentamiento global
porque, por primera vez, más de 200 países han ratificado un
acuerdo mundial para hacer frente a este importante desafío
para la humanidad. El Acuerdo de París, producto de las
negociaciones de la Conferencia de las Partes que se celebró
en la Capital francesa en 2015, persigue limitar el aumento de
la temperatura por debajo de los 2ºC con respecto a los niveles
preindustriales a través de medidas concretas. A pesar de la
elección de Donald Trump como próximo presidente de
Estados Unidos, persona abiertamente escéptica con respecto
al cambio climático, la sensación generalizada sigue siendo de
optimismo, sobre todo porque los países han reafirmado su
compromiso con este pacto en la última cumbre internacional,
celebrada el pasado mes de noviembre en Marrakech.
Desde un punto de vista económico, el sector fotovoltaico ha
seguido creciendo en 2016, confirmando de esta manera la
tendencia positiva registrada el año anterior. Países como
Estados Unidos, China y Japón han desempeñado un papel
relevante en este crecimiento, impulsando la instalación de
nuevas plantas fotovoltaicas y apoyando el desarrollo del
autoconsumo. En este panorama, las empresas fotovoltaicas
españolas han sido protagonistas, aportando su conocimiento,
know-how y flexibilidad en los mercados internacionales.
Por lo que se refiere a España, 2016 ha sido un año
electoral marcado por una extrema inestabilidad. La repetición
de las elecciones no ha hecho posible la definición de un
marco político estable, elemento que, sumado a la falta de
desarrollo de procedimientos homogéneos de aplicación del
Real Decreto de Autoconsumo (900/2015), ha generado una
sensación de incertidumbre generalizada y, como
consecuencia, una falta de reactivación del sector fotovoltaico.
La defensa del autoconsumo, uno de los pilares centrales de
la actividad de la Unef, implica la definición de un marco
favorable en el que se elimine cualquier obstáculo
19
administrativo y económico a su desarrollo, elementos
presentes en la normativa actualmente en vigor. Para
conseguir este objetivo, el pasado marzo la mayoría de los
partidos se han comprometido a reformar esta normativa y a
aprobar una legislación de apoyo al autoconsumo, iniciativa
que no ha sido posible llevar a cabo a causa de la inestabilidad
que ha caracterizado el panorama político este año.
El sector ha visto incrementar la incertidumbre a causa
también de la falta de desarrollo y aprobación de
procedimientos homogéneos de aplicación del RD de
Autoconsumo. En este contexto, hasta la fecha, más de la
mitad de las instalaciones de autoconsumo se han dado de alta
en el registro del Ministerio, quien no ha podido recaudar el
peaje de respaldo.
Esta situación demuestra, una vez más, la insensatez de
este cargo, cuyo impacto sobre el sistema eléctrico es muy
limitado. Baste con pensar que, en el mejor de los casos, el
desarrollo del autoconsumo implicaría una reducción de 12
millones de euros de ingresos para el sistema eléctrico, una
cantidad reducida que no puede poner en riesgo la
sostenibilidad de un sistema que factura cada año más de
18.000 millones. Además, la falta de recaudación del impuesto
al sol demuestra que el impacto que tiene en los presupuestos
del Estado es nulo.
A pesar de la actual situación en nuestro país, el
autoconsumo sigue desarrollándose, especialmente en
algunos nichos de mercados como el agrario, a través de
soluciones de bombeo y riego solar, y en la integración de la
fotovoltaica en la edificación.
OPINIÓN
El año que nos deja ha estado marcado también por la
celebración de numerosas subastas energéticas que, en el
caso de países como Argentina, México o Dubai, se han
caracterizado por los bajos precios ofertados, los mismos que
sorprendieron el año pasado y que han puesto de manifiesto
que la fotovoltaica es, a día de hoy, la tecnología más barata.
Analizando las características de estas licitaciones, es
posible identificar aquellos elementos que garantizan un
correcto funcionamiento de estos sistemas: el mecanismo tiene
que ser transparente, sencillo, competitivo, abierto, no
discriminatorio, enmarcado en una planificación a largo plazo y
realizado sobre kWh producidos en lugar de sobre potencia
instalada. Además, el precio ofertado debe ser el precio que
finalmente se paga a los solicitantes que ganan los proyectos.
Basándose en estos criterios, y poniendo en práctica la
exitosa experiencia internacional, España tiene la posibilidad
de diseñar un modelo de subastas que permita un desarrollo
ordenado del sector fotovoltaico. A este respecto, el sector
fotovoltaico español ha mirado con optimismo al anuncio del
Ejecutivo de la celebración, en el primer semestre de 2017, de
unas subastas de 3.000 megavatios de potencia total, en las
cuales todas las tecnologías, incluida la fotovoltaica, podrán
competir en igualdad de condiciones.
Todos estos hitos nos permiten mirar con confianza y
optimismo al año que viene. Esperamos que 2017 sea el año
en el que las numerosas empresas fotovoltaicas españolas
que tuvieron que internacionalizarse para sobrevivir puedan
volver a operar en el mercado español, generando empleo y
riqueza.
elEconomista
José Donoso
Director general de Unef
Esperamos que 2017
sea el año en el que las
numerosas empresas
fotovoltaicas españolas
que tuvieron que
internacionalizarse
para sobrevivir puedan
volver a operar en el
mercado español,
generando empleo y
riqueza
Energía
20
ELECTRICIDAD
elEconomista
Energía
Nueva ‘app’ de Aldro
para los servicios
de luz y gas
Endesa premia
las ideas de
sus empleados
REE y RTE asignan
capacidad entre
España y Francia
Uber lanza su flota
de coches
eléctricos en Madrid
Juan V. Márquez,
nuevo director
general de AEE
Aldro Energía,
comercializadora de
electricidad y gas para
hogares y negocios, ha
presentado miAldro, una
nueva aplicación dirigida a
facilitar la comunicación con
sus clientes, que les aporte
mayor comodidad y
seguridad. Esta aplicación
pone a disposición del
consumidor una
herramienta gratuita que,
de forma ágil y sencilla,
permite disponer en
cualquier momento de la
información relativa a su
suministro.
Las propuestas que los
empleados de Endesa han
aportado en la nueva
edición del proyecto Plan
BYEM, van a conseguir
generar, entre ahorros de
costes y mejoras de
ingresos, 11 millones de
euros anuales en sus
centrales. El Premio a la
Mejor Propuesta Global
2016 ha recaído en la
iniciativa desarrollada en la
central térmica de Andorra
(Teruel) que, con el uso de
ácidos orgánicos, ha
reducido las emisiones SO2
en un 50 por ciento.
Red Eléctrica de España y
Réseau de Transport
d’Électricité han asignado la
capacidad de intercambio
de electricidad entre
España y Francia para
2017. Esta adjudicación
genera unos ingresos de
57,3 millones de euros. En
el sentido España-Francia,
se ofrecieron y asignaron
700 megavatios. En el
sentido Francia-España se
ofrecieron 700 megavatios
y se asignaron 699. El
número de participantes en
esta subasta ha duplicado a
la anterior.
La plataforma de transporte
colectivo Uber ha lanzado
en Madrid su primera flota
eléctrica a nivel mundial,
disponible desde el pasado
22 de diciembre, como
parte de su nuevo servicio
UberONE, compuesta por
decenas de vehículos
Model S de Tesla, con el
objetivo de expandir su
disponibilidad a partir de
2017. Con este nuevo
servicio, la firma planta cara
a Cabify, que el pasado
mes de septiembre incluyó
en su flota eléctrica 20
vehículos BMW i3.
La Asociación Empresarial
Eólica (AEE) refuerza su
equipo con la incorporación
de Juan Virgilio Márquez
como director general.
Ingeniero Superior de
Telecomunicaciones por la
Politécnica de Madrid,
cuenta con más de 19 años
de experiencia en
consultoría estratégica,
dirección de operaciones y
desarrollo de negocio.
Hasta su incorporación a
AEE, desempeñaba el
cargo de gerente de
Energía e Infraestructuras
en la compañía Isdefe.
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
22
RENOVABLES
elEconomista
Energía
LA NUEVA RETRIBUCIÓN A LAS RENOVABLES
AGUDIZA LA INSEGURIDAD JURÍDICA
La incertidumbre vuelve a planear sobre las renovables y la
cogeneración. La nueva propuesta de retribución del Gobierno para
el próximo trienio ha supuesto una gran decepción para el sector
CONCHA RASO
E
l Ministerio de Industria ha remitido a la Comisión Nacional de
los Mercados y la Competencia (CNMC) la propuesta de Orden
que actualiza la retribución a las renovables, cogeneración y
residuos para el próximo trienio (2017-2019) una vez finalizado
el primer semiperiodo regulatorio.
Esta actuación, una de la primeras que el Gobierno actual lleva a cabo en
materia energética, ha caído como un jarro de agua fría en el sector de las
renovables, que considera que el Ejecutivo ha vuelto a caer en los mismos
errores de cálculo del primer semiperiodo al tomar de nuevo como referencia
GETTY
23
un precio de mercado artificialmente alto, en lugar de los precios que marcan
los mercados de futuros para esos años. Un error que obliga al regulador a
compensar al sector e incrementar la retribución de todas las tecnologías a
partir de 2017 -a excepción de los purines-, en 658,6 millones de euros. Las
que más suben su retribución son la eólica, que recibirá 212 millones de
euros más; la cogeneración, que percibirá 173,5 millones más, la fotovoltaica,
que obtendrá 65,9 millones más y la termoeléctrica que la aumentará en 43,8
millones -ver cuadro adjunto-.
Para el próximo trienio, el texto de la propuesta estima en 42,13, 41,65 y
41,82 euros megavatio hora los precios que cobrarán las instalaciones del
mercado en 2017, 2018 y 2019, respectivamente, y que son sensiblemente
inferiores a los del semiperiodo que acaba de concluir. Sin embargo, a partir
de 2020, el regulador ha vuelto a tomar como referencia un precio de 52
euros megavatio hora -el mismo que en el semiperiodo anterior- en lugar de
los 41,32 megavatios hora que son la referencia que marcan los precios de
los mercados de futuros para esos años.
El presidente de la Asociación de Empresas de Energías Renovables
(APPA), José Miguel Villarig, opina que las renovables afrontarán el próximo
trienio con la misma incertidumbre que en el trienio pasado, sin saber qué
retribución percibirán, “porque dependerá de cómo se comporte el mercado
eléctrico y de qué parte de la desviación sea reconocida”.
Villarig afirma que la mala estimación del precio del mercado eléctrico en el
primer semiperiodo regulatorio “ha sido muy negativa para las renovables”,
que han visto reducida su retribución en 930 millones de euros, de los que se
han perdido 574 millones y solo se han reconocido 356, que se cobrarán a
futuro a lo largo de la vida útil de las instalaciones. Una situación, asegura,
“que hará que las instalaciones no alcancen la rentabilidad razonable
contemplada por la Ley y establecida por el propio Gobierno”.
El presidente de APPA pide al Ejecutivo que se produzcan los cambios
necesarios en la reglamentación actual -que ha calificado de perversa-, para
reconocer y asegurar la rentabilidad razonable que, en su opinión, “debería
extenderse a toda la vida de los proyectos y acabar así con la incertidumbre
en la que vive el sector, expuesto continuamente a que se modifiquen las
retribuciones contempladas en el momento en el que hizo sus inversiones”.
Recuperar la seguridad jurídica
Las asociaciones solares también se han manifestado al respecto. El director
general de Unión Española Fotovoltaica (Unef), José Donoso, cuantifica el
RENOVABLES
El sector eólico, el más
castigado
elEconomista
Costes anuales e incremento de la retribución
Comparativa por tecnologías
COSTE ANUAL
RINV + RO 2016
(MILL. €)
COSTE ANUAL
RINV + RO 2017
(MILL. €)
INCREMENTO
(MILL. €)
1.264,8
1.476,8
212,0
262,6
289,0
26,4
Biogás
45,8
52,4
6,5
Combustión residuos
114,4
135,1
20,7
Hidroeléctrica
78,6
88,2
9,7
1,1
1,2
0,1
2.464,8
2.530,7
65,9
1.293,4
1.337,2
43,8
894,0
1.067,5
173,5
(sin determinar)
(sin determinar)
(sin determinar)
83,0
93,0
10,0
6.502,43
7.071,08
568,6
■La eólica ha dejado de ingresar 630
TECNOLOGÍA
millones de euros en el primer
Eólica
semiperiodo necesarios para alcanzar la
Biomasa eléctrica
rentabilidad razonable; pero sólo se
compensará al sector con el 36 por ciento
de esa cantidad (perdiendo el 64 por
ciento de lo que le corresponde), que se
repartirá a lo largo de la vida útil de las
Olas y oceanotérmica
instalaciones existentes, a razón de 22
Solar FV
millones de euros anuales. En opinión de
Solar termoeléctrica
Juan Diego Díaz, presidente de la
Cogeneración
Asociación Empresarial Eólica (AEE),
Tratamiento residuos purines
“esta es una muestra de la inseguridad
Tratamiento residuos lodos aceite
jurídica introducida por la Reforma
Total
Energética, que venimos denunciando
desde su entrada en vigor”. La revisión
Energía
Fuente: Minetad.
elEconomista
de la retribución para el segundo
semiperiodo, afirma Díaz, “no nos permite
caer en el optimismo”, una situación que,
según el presidente de AEE, “hará que la
eólica ingrese unos 400 millones de euros
menos de lo que le correspondería si los
precios se hubiesen ajustado a la
realidad”. Además, señala Díaz, “el sector
desconoce cuál será su rentabilidad al
final del periodo regulatorio, ya que la
rentabilidad razonable del 7,39 por ciento
podrá ser cambiada a partir de esa
fecha”. Un cúmulo de incertidumbres
que, a juicio del presidente de los eólicos,
“restan estabilidad y seguridad jurídica al
sector y supondrá un freno a las
inversiones necesarias para cumplir los
objetivos europeos o los Acuerdos de
París sobre cambio climático”.
impacto que ha tenido la desviación de precios de pool sobre el previsto para
las instalaciones de fotovoltaica en “150 millones de euros”, de los que poco
más de un tercio se recuperarán a lo largo de los restantes años de vida útil
de cada instalación, lo que ha supuesto, afirma, “un impacto adicional sobre
su tesorería, ya delicada tras los ajustes de la reforma eléctrica”. Una
situación que, según Donoso, “se enmarca en la estrategia del ministerio de
institucionalizar la inseguridad jurídica para el sector fotovoltaico”.
El director general de Unef considera necesario fijar la retribución “sin que
se produzcan estas variaciones”, que califica de “riesgo injustificado para los
inversores y que el ministerio ha vuelto a repetir en la Orden recién publicada,
donde se produce un salto del año 2019 al 2020 con una variación de un 25
por ciento de precio de pool absolutamente injustificada”.
Por su parte, Luis Crespo, presidente de Protermosolar, asociación que
defiende los intereses de la industria termosolar, reclama una revisión del
sistema “que dote de previsibilidad retributiva a unas inversiones que se
hicieron dentro de un marco mucho más claro que el actual”. Según Crespo,
en el primer semiperiodo regulatorio las centrales termosolares “han recibido
unos 100 millones de euros menos de lo que habría representado la llamada
24
rentabilidad razonable teóricamente garantizada por la Ley”. De esa cantidad,
solo una tercera parte será reintegrada a las centrales en lo que les resta de
vida operativa de acuerdo con la reciente Orden de Parámetros Retributivos,
“incumpliéndose las las expectativas establecidas por la Ley”, añade Crespo.
Pero más importante que el contenido de la reciente Orden, cuyos
términos Crespo califica de “previsibles de acuerdo con la norma”, es la
incertidumbre relativa a los términos en que se producirá la futura revisión
cuando concluya el segundo semiperiodo regulatorio en 2019, para lo que el
presidente de los termosolares solicita al Ministerio “abrir un diálogo que
permita corregir la inseguridad retributiva que contiene la normativa actual”.
RENOVABLES
elEconomista
Energía
Planta de cogeneración de Abengoa
EE
La cogeneración reclama un marco propio
El director general de la Asociación Española de Cogeneración (Acogen),
Javier Rodríguez, manifiesta que el desajuste entre la previsión del mercado
del Gobierno y la realidad en este trienio “ha originado una reducción de la
retribución a la operación de los cogeneradores de 356 millones de euros, de
los que el sistema devolverá 250 millones a lo largo de la vida de las
instalaciones, en plazos de 25 millones al año durante los próximos 10 años”.
El representante de Acogen afirma que “el panorama debe mejorar” y
reclama un marco jurídico específico de apoyo y fomento a la cogeneración
ya que “compartir marco con las renovables dificulta el ajuste regulatorio
propio que requiere la cogeneración”. El director general de la Asociación
considera necesario recuperar un régimen retributivo razonable que garantice
la seguridad jurídica de las plantas y, sobre todo, de las nuevas inversiones,
“porque más del 50 por ciento de las plantas necesitan con urgencia planes
de renovación de las cogeneraciones”.
Rodríguez califica de “terrible” el balance del primer semiperiodo
regulatorio, ya que, de las 1.067 plantas, “entre el 35 y el 38 por ciento están
paradas, el 25 por ciento de la potencia se ha parado, y se ha perdido entre
el 15 y el 19 por ciento de su producción eléctrica, lo que equivale a que la
cogeneración ha dejado de producir con la reforma un 2 por ciento de la
electricidad nacional y minorado un 3 por ciento en la demanda nacional de
gas natural”. El impacto no ha sido mayor, argumenta el director general de
Acogen, “porque en 4 de cada 10 instalaciones industriales la cogeneración
es la única tecnología disponible para fabricar, por lo que la operación de las
cogeneraciones y la producción industrial van ligadas”.
Desde Unión por la Biomasa consideran que la propuesta de Orden
Ministerial “contiene algunos aspectos especialmente perjudiciales para el
574
millones son
los que el sector
ha perdido a modo
de retribución
entre 2014 y 2016
desarrollo de la biomasa eléctrica en España”. Por una parte, afirman, “no se
han modificado prácticamente las hipótesis sobre los costes de los
combustibles, manteniéndolas artificialmente muy por debajo de los
verdaderos costes de las biomasas en mercado aduciendo -según consta en
la memoria adjunta- que no existe un mercado organizado de biomasa que
permita obtener un índice fiable de incrementos de precio, cuando existen
tanto precios de biomasas publicados en los informes del IDAE, como
estadísticas trimestrales de precios de venta de distintos tipos de biomasa
elaboradas también por el propio IDAE”.
Por otra parte, señalan, la propuesta tampoco elimina “las absurdas
limitaciones sobre las horas máximas de producción en las instalaciones de
generación eléctrica y cogeneración con biomasa, que en su día sí se
eliminaron para la cogeneración con gas, lo que supone una situación
claramente discriminatoria que se pretende mantener para el siguiente trienio.
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11 mill de nuestros tra
al 97%
OPINIÓN
26
elEconomista
Energía
Ajustes en la retribución
de las plantas fotovoltaicas
David Diez
Socio responsable de Regulatorio
de Watson Farley & Williams Spain
La DGPEM ha incoado
expedientes para
modificar la inscripción
de instalaciones FV en el
registro de régimen
retributivo al considerar
que las características
técnicas para la
asignación del Código
IT no se corresponden
con la realidad
E
n las últimas semanas, la Dirección General de
Política Energética y Minas (DGPEM) ha
incoado de oficio expedientes que tienen como
objeto la modificación de la inscripción de
numerosas instalaciones fotovoltaicas en el
registro de régimen retributivo específico (RRRE) por
considerar que las características técnicas tomadas en
consideración para la asignación inicial del Código IT no se
corresponde, en opinión de la DGPEM, con la realidad.
Dicha asignación inicial se realizó de forma automática
tomando en consideración la información contenida en los
registros de las comunidades autónomas en las que se ubican
las instalaciones. La mayoría de estos expedientes se están
resolviendo de forma desfavorable para los intereses de los
titulares de las instalaciones fotovoltaicas, modificándose el
código IT asignado inicialmente a las instalaciones.
A continuación se realizan algunos apuntes acerca de la
prescripción de la acción para la realización de reliquidaciones
de ajuste de las retribución regulada que la DGPEM o la
(Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
(CNMC) pudiera considerar percibida en exceso por parte de
los titulares de instalaciones fotovoltaicas que se encuentren
en la situación descrita ut supra. Para ello se distinguirán: (i)
de una parte, las liquidaciones y pagos de la retribución
regulada realizados con posterioridad a la entrada en vigor del
Real Decreto-ley 9/2013; (ii) de otra, los realizados con
anterioridad a la entrada en vigor de dicha norma.
En aplicación de la disposición transitoria 1ª del RD
413/2014, para la reliquidación de los importes percibidos por
los titulares de instalaciones fotovoltaicas en concepto de
retribución regulada es preciso que se sustancien los
siguientes trámites: (i) en primer lugar, la DGPEM deberá
incoar un expediente de modificación del Código IT asignado
a la instalación; expediente que podrá terminar con una
resolución que modifique dicho Código IT (p.e. por
considerarla fija en lugar de seguimiento a 1 eje); (ii) de
acuerdo con la información facilitada por la CNMC, una vez
que la DGPEM le dé traslado de la modificación del código IT
de la instalación, procederá a realizar en una única liquidación
el ajuste de los importes percibidos en exceso en aplicación
de los parámetros retributivos del Código IT asignado
inicialmente a la instalación.
En cuanto al plazo de prescripción para la reliquidación de
los importes que la DGPEM considere percibidos en exceso
27
con posterioridad al 14 de julio de 2013, en aplicación de la
disposición adicional 7ª de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico
(“LSE”), éste sería de 15 años.
A las liquidaciones de la retribución regulada anteriores a la
entrada en vigor de la LSE no les resultaría, en principio, de
aplicación el citado plazo de prescripción de quince años.
En este contexto, debe notarse que el plazo de prescripción
de la acción para la realización de reliquidaciones de ajuste de
la retribución regulada percibida antes del 14 de julio de 2013
dependerá de la consideración de los ingresos que perciben
los titulares de las plantas fotovoltaicas del sistema eléctrico
como ingresos de naturaleza pública o privada.
Si se asume que tales ingresos son de naturaleza pública,
existen argumentos para defender que aplicaría el plazo de
prescripción de 4 años previsto en la Ley General Tributaria. El
cómputo de este plazo se realizaría desde la fecha de cada
pago al titular de la instalación, pues desde esa fecha los
pagos efectuados son susceptibles de revisión.
Sin embargo, debe notarse que la consideración de los
ingresos que obtienen los titulares de las plantas fotovoltaicas
del sistema eléctrico como ingresos de naturaleza pública no
es una cuestión pacífica. Antes al contrario, la reciente
Sentencia de la Audiencia Nacional, de 20 de abril de 2016,
los ha calificado como ingresos de naturaleza privada,
considerando aplicable, supletoriamente, el plazo de
prescripción de 15 años establecido con carácter general para
las acciones personales en el Código Civil.
Aun cuando la Sentencia de la Audiencia Nacional habla del
plazo de prescripción de 15 años, debe notarse que el Código
OPINIÓN
Civil fue modificado en el año 2015, reduciendo dicho plazo de
15 a 5 años, de modo que la prescripción iniciada antes del 7
de octubre de 2015 surtirá efecto cuando se alcance, antes
bien, el quinto aniversario de dicha entrada en vigor o bien la
fecha en la que finalice el plazo de quince años desde su
inicio.
En conclusión, sin perjuicio de la defensa jurídica que
pueda realizarse, llegado el caso, frente a las reliquidaciones
de ajuste de la retribución regulada, así como de la posible
responsabilidad que, llegado el caso, pudiera exigirse a las
Administraciones de las CCAA en las que se ubican las
instalaciones solares afectadas, los titulares de estas
instalaciones deben saber que, si se modifica la inscripción de
sus instalaciones en el RRRE y se las asigna un nuevo código
IT, tal circunstancia podría tener efectos en la percepción del
régimen económico primado existente con anterioridad a la
entrada en vigor del RD-ley 9/2013.
En este sentido, los ingresos que la DGPEM o la CNMC
consideren percibidos en exceso con anterioridad al 14 de
julio de 2013, podrían ser susceptibles de ajuste, siendo el
plazo de prescripción distinto en función de la consideración
de los ingresos que perciben los titulares de las plantas
fotovoltaicas del sistema eléctrico como ingresos de
naturaleza pública o privada.
En este contexto, fuentes de la CNMC nos han informado
que, en principio, no tienen intención de realizar
reliquidaciones de ajuste de ejercicios anteriores a 2011
(inclusive), al haberse practicado ya las liquidaciones de
cierre.
elEconomista
David Diez
Socio responsable de Regulatorio de
Watson Farley & Williams Spain
Los titulares de las
instalaciones FV deben
saber que si se les
asigna un nuevo código
IT, podría tener efectos
en la percepción del
régimen económico
primado existente con
anterioridad a la
entrada en vigor del RD
Ley 9/2013
Energía
28
Gasolina
Gasoil
CARBURANTES
elEconomista
Energía
ESPAÑA
AUSTRIA
BÉLGICA
BULGARIA
CHIPRE
REP. CHECA
CROACIA
DINAMARCA
ESTONIA
FINLANDIA
1,215€
1,105€
1,171€
1,126€
1,328€
1,230€
1,015€
0,997€
1,189€
1,199€
1,114€
1,093€
1,251€
1,164€
1,486€
1,285€
1,116€
1,121€
1,438€
1,331€
EL PRECIO DEL BARRIL DE CRUDO
AUMENTARÁ HASTA LOS 60 DÓLARES EN 2017
El acuerdo alcanzado entre los miembros de la OPEP y los países no integrados en el cártel de reducir la producción conjunta en 1,8
millones de barriles al día, ya ha incrementado su cotización en las últimas semanas, con máximos que superan los 55 dólares el barril
Nivel de seguridad en la
compra de petróleo
■ La mayor parte del petróleo que se
compra y se vende a diario en el mundo
se negociaba a través del sistema de
mensajería instantánea Yahoo!
Messenger, pero las dudas sobre la
seguridad del mismo han provocado que
las petroleras hayan dejado de utilizarlo,
E
CONCHA RASO
l mercado mundial del petróleo lleva dos años y medio en una
montaña rusa. En 2014 el precio del barril de brent se
desplomaba y, en tan solo seis meses, pasaba de una
cotización de 110 dólares a pagarse por debajo de los 50
dólares el barril. Pero aún no había tocado suelo. En enero de
este año el precio volvía a caer a mínimos que no se veían desde 2003,
cotizándose por debajo de los 28 dólares el barril, una situación de la que
tampoco se libró el crudo WTI, de referencia en Estados Unidos, cuya
cotización llegó a estar por debajo de los 27 dólares.
La llegada del nuevo año viene cargada de promesas que, de cumplirse,
podrían dar un giro muy importante a la situación que atraviesa el mercado
del “oro negro” desde hace dieciocho meses. Por primera vez desde 2008,
los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP) se han comprometido a reducir su producción en el primer semestre
de 2017 para frenar la caída del precio del crudo.
El anuncio -que partía de un acuerdo previo alcanzado en el mes de
septiembre-, se hacía oficial durante la Conferencia que el cártel celebró en
Viena (Austria) el pasado 30 de noviembre. Según los términos del acuerdo,
los países de la OPEP limitarán su producción de petróleo en 1,2 millones de
barriles diarios a partir del 1 de enero de 2017, pasando de casi 33,7 millones
lo que ha obligado a las empresas a tener
que ir migrando sus sistemas de
negociación entre ‘traders’ a otras
plataformas como The Ice, utilizada ahora
mayoritariamente por sus mejores
sistemas de seguridad. Para realizar
estas transacciones, los equipos de
compra se mantienen diariamente en
contacto para optimizar en céntimos de
dólar las adquisiciones de crudo de la
empresa. En todas las pantallas hay
abiertas líneas de comunicación en las
que se trata hasta el último detalle vía
mensajes y, por cuestión de seguridad, se
da el cierre definitivo con una llamada
telefónica que queda grabada para evitar
controversias que puedan surgir a
posteriori. Los operadores no tienen la
última palabra en la compra, ya que la
decisión siempre recae en manos de los
ISTOCK
equipos de las refinerías.
29
Gasolina
Gasoil
CARBURANTES
elEconomista
MALTA
PAÍSES BAJOS
POLONIA
PORTUGAL
RUMANIA
ESLOVAQUIA
ESLOVENIA
1,270€
1,140€
1,557€
1,247€
1,078€
1,053€
1,433€
1,202€
1,147€
1,143€
1,267€
1,132€
1,241€
1,137€
Energía
SUECIA
REINO UNIDO
1,428€
1,430€
1,366€
1,409€
presupuesto.
El compromiso de los miembros de la OPEP estaba condicionado a que
los países productores de petróleo no integrados en el cártel se sumaran a
esta decisión. El pasado 10 de diciembre once de ellos aceptaban limitar su
producción en 558.000 barriles diarios. En conjunto, el recorte asciende a
casi 1,8 millones de barriles al día, el 2 por ciento de la producción mundial
de crudo. La mayor rebaja será la de Rusia, con 300.000 barriles menos,
seguida de México, con 100.000. El resto recaerá en Omán (45.000),
Azerbaiyán (35.000), Kazajistán y Malasia (con 20.000 barriles menos cada
uno), Guinea Ecuatorial (12.000), Bahrein (10.000), Sudán del Sur (8.000) y
Brunei y Sudán (con 4.000 barriles menos por país).
Objetivo: superar los 60 dólares el barril
ISTOCK
de barriles al día a 32,5 millones.
El 80 por ciento del recorte recaerá en cuatro países. El mayor esfuerzo lo
realizará Arabia Saudí, que se ha comprometido a limitar sus extracciones de
crudo en 486.000 barriles al día; seguida de Irak, que finalmente hará un
recorte de 210.000 barriles después de haber manifestado públicamente su
desacuerdo con esta medida; y Emiratos Árabes Unidos y Kuwait, que
ofertarán 139.000 y 131.000 barriles diarios menos, respectivamente.
El 20 por ciento restante se dividirá entre Venezuela (con 95.000 barriles
menos), Angola (87.000), Argelia (50.000), Qatar (30.000), Ecuador (26.000)
y Gabón (9.000). Libia y Nigeria quedan exentas del compromiso al no haber
podido normalizar sus niveles de producción en los últimos meses, mientras
que Irán no solo no recortará sino que podrá aumentar su producción en
unos 100.000 barriles de petróleo al día. El recorte tampoco afectará a
Indonesia, que ha decidido abandonar temporalmente la organización,
alegando la necesidad que tiene su país del petróleo para equilibrar el
La AIE aconseja
prudencia y avisa del
riesgo que podría
suponer la inversión
en nuevos proyectos
La noticia del recorte en la producción provocó de inmediato la reacción del
mercado. El precio del petróleo brent se disparaba hasta los 53 dólares el
barril a primeros diciembre, una tendencia que se ha ido manteniendo en las
últimas semanas, con máximos de hasta 55,45 dólares. Lo mismo ocurría
con el crudo WTI, que superaba los 51 dólares el barril a principios de este
mes y que ha subido hasta llegar a los 52,49 dólares justo antes de Navidad.
Algunos analistas, como los de Goldman Sachs, Citi y Barclays, han
elevado sus previsiones y creen que el precio del petróleo llegará a alcanzar
los 60 dólares el barril en los próximos doce meses y superará la barrera de
los 85 dólares en 2019 -según la entidad británica-, lo que supondría un
incremento en el precio de un 30 por ciento y de más de un 60 por ciento,
respectivamente, en relación a los precios actuales.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha señalado que las próximas
semanas serán “cruciales” para comprobar la aplicación de los recortes y
aconseja “prudencia” ante el riesgo que podría suponer la inversión en
nuevos proyectos en esta etapa de tránsito. De hecho, tal y como hemos
contado en esta publicación, cerca de 380.000 millones de dólares en
grandes proyectos fueron cancelados o aplazados en todo el mundo en
30
Gasolina
Gasoil
CARBURANTES
elEconomista
FRANCIA
ALEMANIA
GRECIA
HUNGRÍA
IRLANDA
ITALIA
LETONIA
1,364€
1,199€
1,380€
1,194€
1,466€
1,161€
1,154€
1,199€
1,329€
1,229€
1,508€
1,369€
1,115€
1,046€
Energía
LITUANIA
LUXEMBURGO
1,099€
1,007€
1,157€
1,008€
2015. Un total de 68 proyectos de upstream que las compañías no llevarán a
cabo para reducir costes y proteger sus dividendos. Una situación que ha
provocado que las compañías exploradoras de petróleo hayan descubierto el
pasado año solo una décima parte del crudo encontrado de media desde el
año 1960: en total, 2.700 millones de barriles nuevos de petróleo, la cifra
históricamente más baja desde el final de la Segunda Guerra Mundial.
En el caso del petróleo de esquisto -que también ha sufrido las
consecuencias de la caída del precio del crudo-, parece que las cosas están
cambiando. Según la petrolera Baker Hughes, desde el pasado mes de
mayo se han reactivado unos 185 pozos en Estados Unidos -pasando de
320 a 503-, una cifra que, según los expertos, podría aumentar a partir de
enero gracias al recorte de la producción y a las últimas subidas de precios.
Factores que influyen en el precio del petróleo
Según un estudio reciente elaborado por Stuart Amor, analista de FTI
Consulting, los factores que impulsan la evolución de los precios del petróleo
han cambiado. Uno de los más influyentes es el coste de producción. Según
el experto, el precio a largo plazo del crudo necesario para incentivar la
producción en un proyecto de extracción debe ser, al menos, tan elevado
como el coste total de producción del proyecto, incluido el coste del capital.
Otro de los factores es la oferta y la demanda. En opinión de Amor, si la
oferta a largo plazo no pudiera cubrir la demanda a largo plazo, los precios a
largo plazo podrían aumentar muy por encima de los costes marginales
totales con el fin de equilibrar la oferta y la demanda a largo plazo mediante
la destrucción de demanda.
Un tercer factor sería la capacidad de influencia de la OPEP en los precios
del petróleo a largo plazo que, aunque es mínima, cuenta con diferentes
niveles de reservas que le han permitido influir notablemente en la oferta de
crudo a corto plazo. Esta influencia sobre el equilibrio entre la oferta y la
demanda a corto plazo, señala el analista de FTI Consulting, le brinda un
importante control sobre el diferencial entre los precios al contado del
EE
Repsol vende el 3% de
Tangguh por 305 millones
■ Repsol ha cerrado la venta del 3% de
su participación en la planta de GNL de
Tangguh por 305 millones de dólares. La
operación supone un nuevo paso en el
proceso de desinversiones de la
petrolera, que generará una plusvalía de
26 millones de dólares. El proyecto
Tangguh LNG, operado por BP, explota y
comercializa los recursos gasísticos de
las licencias de producción de Berau,
Muturi y Wiriagar mediante dos trenes de
licuefacción de 3,8 millones de toneladas
año cada uno de capacidad.
petróleo y los precios de los contratos de futuros a largo plazo.
Las nuevas tecnologías también pueden influir a largo plazo tanto en la
oferta como en la demanda de crudo. En el primer caso, reduciendo los
costes totales de producción de petróleo. En el caso de la demanda,
incrementándola mediante la creación de nuevos usos o disminuyéndola a
través de una mayor eficiencia en la producción.
Finalmente, Stuart Amor señala a los productos sustitutivos del petróleo
como uno de los factores que más influyen en el precio del mismo. Es el caso
de los biocombustibles y las tecnologías de licuefacción del carbón y de
gases, aunque estas últimas exigen grandes inversiones, lo que genera
incertidumbre sobre su comercialización a gran escala.
Según el informe, la que sí se postula como la principal amenaza para el
petróleo en las próximas décadas es la energía solar, por los continuos
avances en la eficiencia de las células solares. El avance en las baterías
también podrían convertir a los coches eléctricos en uno de los sustitutos de
los coches con motores de combustión.
32
CARBURANTES
elEconomista
INNOVACIÓN
Y SEGURIDAD,
SEÑAS DEL NUEVO
PROYECTO DE CLH
CLH implantará en sus instalaciones un nuevo equipo
de control con el objetivo de aumentar la seguridad y
eficiencia en el proceso de carga de camiones
cisterna. El sistema ha sido probado con éxito en
las plantas de Villaverde y Sevilla
ELECONOMISTA
E
l Grupo CLH ha iniciado la implantación en sus
instalaciones de un nuevo sistema para realizar
el proceso de carga de productos petrolíferos en
los camiones cisterna de un modo más seguro y
respetuoso con el medio ambiente, que
supondrá una inversión de más de 6 millones de euros. El
nuevo sistema, que refuerza el compromiso de CLH con la
innovación y la mejora continua, ha sido diseñado en
colaboración con la empresa de ingeniería Montrel, logrando
conjuntamente la patente en España y en trámites para
conseguirla a nivel mundial.
Denominado Sistema de control de purgas e identificación
de compartimentos (SIMAC-ICOMPP), el nuevo equipo
supervisa de forma automática que las cisternas del camión
EE
Energía
están completamente vacías antes de proceder a su llenado,
que el combustible se carga en el compartimento correcto y
que la cantidad no excede la capacidad del mismo. En caso
de que se produjera cualquier error, el sistema impediría iniciar
la carga hasta que se solventara la incidencia.
Para su correcta implantación, las cisternas sólo deben
tener acoplado en cada compartimento un pequeño
dispositivo de identificación, lo que permite que la adaptación
de los vehículos sea rápida y sencilla. Además, estos
dispositivos pueden grabar toda la información generada
durante el proceso de carga, facilitando que pueda ser
transferida a sistemas externos y gestionar los datos.
Concretamente, el nuevo sistema de control se compone de
dos elementos: unos componentes pasivos llamados TAGS
que se instalan en la boca de carga de cada compartimento
de las cisternas y disponen de un código interno inalterable y
legible electrónicamente que se asocia al compartimento en el
que se instala y son capaces de almacenar datos que envíe el
sistema de control; y unos dispositivos electrónicos instalados
en las isletas de carga capaces de realizar la lectura y
escritura de los datos en los TAGS. Son la interface con los
sistemas de control.
El sistema se ha probado con éxito en un proyecto piloto en
las plantas de Villaverde y Sevilla. CLH ya ha aprobado el plan
de implantación, que asciende a más de 3 millones de euros y
tiene una duración aproximada de dos años, para replicarlo en
sus 34 instalaciones automatizadas. En paralelo, los
transportistas deberán ir acoplando los TAGS a sus vehículos,
proceso en el que Montrel ofrecerá soporte en toda España a
aquellos que lo deseen. Además, la compañía establecerá
periodos de transición en cada planta para facilitar que los
operadores petrolíferos puedan adaptar sus camiones de
forma progresiva.
Además de con el grupo industrial Montrel, CLH ha
desarrollado este equipamento con la división Sening en
Hamburgo de la multinacional FMC Technologies, con la
vocación de que sea utilizado por camiones cisterna en todo
el mundo.
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OPINIÓN
34
elEconomista
Energía
Las subastas bien estructuradas
aumentan la competitividad
Carlos Relancio
Director general de Cox Energy
La continua reducción
de los precios ofertados
en subastas eléctricas
ratifica que la
fotovoltaica es la
tecnología más barata
para generar energía y,
por tanto, puede
competir con cualquier
otra a unos precios más
que razonables
L
os costes de construcción, ingeniería y, en especial,
el precio de los paneles solares, lo que conocemos
por el EPC, ha registrado un descenso del 70 por
ciento en los últimos seis años. Un escenario que ha
incidido de manera significativa, junto a unos tipos de
interés que, por el momento, se sitúan en niveles muy bajos, a la
continua reducción de los precios ofertados en subastas
eléctricas observada a lo largo del último año y medio en países
tan diferentes como Estados Unidos, México, Chile, Perú,
Sudáfrica, Dubái, Marruecos o India. Esta evolución ha supuesto
la ratificación de que la fotovoltaica es ya la tecnología más
barata para generar energía y, por tanto, puede competir con
cualquier otra a unos precios más que razonables.
El mecanismo de subastas, cuando se diseña con
procedimientos de mercado transparentes donde el principal
criterio de selección es el precio y son neutros en tecnología
para que puedan competir las distintas iniciativas de inversión
con todos los parámetros de libertad de mercado, ha
demostrado ser eficiente. Las más importantes licitaciones por
volumen de energía requerida llevadas a cabo en los últimos
meses, en especial las de Chile y México, se han caracterizado
por incluir los criterios antes mencionados, además de otros de
especial importancia, como la necesidad de aportar garantías
que aseguren el cumplimiento del contrato de venta de energía
adjudicado, la cualificación de los ofertantes y el plazo de
ejecución con el objetivo de evitar, si éste fuera demasiado largo,
especulaciones o incumplimientos que pudieran erosionar la
imagen de estos procesos.
Cuando se analiza el resultado de las subastas de energía,
nos encontramos que en países como Chile, los precios medios
han caído un 63 por ciento en los últimos tres años. Desde los
128,9 dólares megavatios hora en 2013 a los 47,6 dólares en la
celebrada en agosto de 2016. Una caída que se ha observado
en Perú, México y en otros países, donde el continuo descenso
en la cotización media ha ido en la misma línea.
Cox Energy es una compañía española del sector de las
energías renovables, en concreto solar fotovoltaica, con
presencia en Latinoamérica, Asia y África que se adjudicó en
solitario en la última subasta celebrada en Chile, el pasado mes
de agosto, un contrato a 20 años por un total de 264 gigavatios
hora año. Una licitación que fue la más concurrida y de mayor
competencia de las realizadas hasta este momento en el país.
Nuestra compañía presentó una oferta en fotovoltaica y eólica
para el bloque de generación 24h y ganamos con un precio de
35
oferta de 52,72 dólares MWh, muy por encima del precio
promedio de la licitación. También es cierto que este año hemos
visto precios, incluso, por debajo de los 30 dólares, si bien se
trata de situaciones difícilmente extrapolables por diversas
razones: niveles de irradiación, riesgos del sistema, divisa,
costes de desarrollo, entre otros.
La pregunta que cabe hacerse es hasta cuándo se mantendrá
esta situación y si en algún momento se producirá una
remontada de precios en futuras ofertas. Es difícil de determinar.
Nuestra experiencia en subastas es ya intensa. Hemos acudido
en alianza con grupos industriales muy significativos en el ámbito
internacional. En todas las licitaciones a las que nos hemos
presentado he tenido la sensación de que el descenso de
precios en las ofertas había tocado fondo pero, para mi
desconcierto y el del sector, no era así, y la siguiente se cerraba
con valoraciones más bajas.
Hasta ahora, esta reducción de precios ha ido acompañada
de bajada en los costes del EPC, aunque parece que en estos
últimos la curva se suaviza, según algunos informes de expertos
y fabricantes de paneles. Pero quizá exista un factor que
contribuya a subir las futuras ofertas: la gestionabilidad. El
almacenamiento ya es una realidad en el aspecto tecnológico y
estoy seguro de que en dos o tres años lo será también en el
económico, al poder contar con baterías técnicamente fiables a
costes competitivos. Las inversiones realizadas y los avances
alcanzados así lo hacen prever y es muy posible que en futuras
subastas, la capacidad para gestionar la energía generada a
través de sistemas de almacenamiento pase a ser un
componente que prime a la hora de ganar una licitación y que,
OPINIÓN
por tanto, contribuya a subir los precios de las ofertas y mostrar
así un punto de inflexión.
Ahora llega el turno a España. De momento, lo que sabemos
es que el Gobierno ha anunciado una subasta de energía
renovable por un total de 3.000 megavatios de potencia que
deberá estar resuelta en el primer semestre de 2017. El viernes
23 de diciembre dio el pistoletazo de salida y envió la propuesta
a la CNMC para que elabore el correspondiente informe, tras
escuchar las alegaciones de las organizaciones interesadas:
Unef, consumidores, Unesa, etc.
En el sector, y desde la experiencia de la anterior subasta
realizada en España bajo unos criterios marginalistas y en la que
participaron sólo eólica y biomasa, vemos esta próxima licitación
con optimismo pero, a la vez, con cierta reticencia hasta conocer
las bases de la licitación y cómo, de verdad, se estructurará la
tan anunciada subasta. Las compañías de renovables y, en
especial, las de fotovoltaica, hemos abogado por un proceso
simple y sencillo, transparente, abierto, no discriminatorio, donde
el criterio básico de adjudicación sea el precio y que los contratos
sean financiables ¿Hasta qué punto incluirá las propuestas de
las empresas fotovoltaicas? Eso está por ver, aunque todavía
hay esperanzas para que se introduzca alguna de ellas.
La experiencia de las subastas internacionales tendría que
guiar la próxima licitación en España. Al Ejecutivo se le presenta
en esta etapa que ahora comienza una gran oportunidad para
enmendar errores del pasado y marcar el nuevo camino que
deben seguir en España las energías renovables y, en especial,
la fotovoltaica: la tecnología más barata de generación
energética y, sin duda, la energía del presente y del futuro.
elEconomista
Carlos Relancio
Director general de Cox Energy
En el sector vemos con
optimismo la próxima
subasta que se
celebrará en España en
el primer semestre de
2017 pero, a la vez, con
cierta reticencia hasta
conocer las bases de la
licitación y cómo, de
verdad, se estructurará
dicha subasta
Energía
36
CARBURANTES
elEconomista
Energía
Petrobras cede a
Total parte de dos
campos petrolíferos
Galp amplía su flota
de vehículos
cisterna
Repsol y Honda
amplían contrato
con MotoGP
Shell suministrará
energía eólica a
sus clientes
Rusia privatiza el
19,5% de Rosfnet
por 10.500 millones
Petrobras y Total han
llegado a un acuerdo,
valorado en 2.109 millones
de euros, para la cesión de
participaciones en dos
campos petrolíferos
brasileños en aguas
profundas y dos centrales
térmicas. En virtud del
mismo, Petrobras cederá a
Total una participación de
un 22,5% en el campo de
Iara y de un 35% en el de
Lapa, y se abre la
posibilidad a Petrobras de
asumir un 20% del bloque 2
en la zona Perdido Foldbelt,
en el Golfo de México.
Tras haber superado un
concurso de transportes,
los proveedores Tradisa,
Tiel España y Fernando
Buil serán los encargados
de realizar el transporte de
los carburantes de Galp
durante los próximos cinco
años, tanto a particulares
como a pymes. Para el
suministro de estos últimos
Galp cuenta con 50
camiones cisterna. La
petrolera también ha
presentado las nuevas
tabletas que mejorarán las
comunicaciones entre Galp
y la propia flota.
Repsol y Honda Racing
Corporation (HRC) han
ampliado su contrato de
patrocinio hasta diciembre
de 2018. La alianza entre la
compañía energética
española y el fabricante de
vehículos japonés, que se
inició en 1995 y suma 12
campeonatos del mundo de
pilotos, alcanzará las 24
temporadas de duración.
Durante este periodo, los
pilotos Marc Márquez y
Dani Pedrosa continuarán
defendiendo los colores del
equipo tras haber renovado
por dos años sus contratos.
Shell Energy Europe ha
firmado un acuerdo para
suministrar el 100 por ciento
de la energía generada por
el parque eólico Offshore
Egmond aan Zee (OWEZ),
ubicado en la costa
holandesa del Mar del
Norte, a clientes industriales
y comerciales de Europa
que buscan satisfacer sus
necesidades con
renovables. La instalación,
que comenzó a funcionar en
2006, es operado por
NoordzeeWind, empresa
conjunta al 50 por ciento
entre Nuon y Shell.
Coincidiendo con el alza del
precio del barril de petróleo,
el presidente de Rusia,
Vladimir Putin, ha
anunciado recientemente la
que ha calificado como “la
mayor transacción del año
en el mercado energético
mundial”. Hablamos de la
privatización del 19,5 por
ciento de la mayor petrolera
del país, Rosneft, por
10.500 millones de dólares,
que ha sido adquirida a
partes iguales por el
consorcio de materias
primas Glencore y el Fondo
Soberano de Catar.
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38
GAS
elEconomista
Energía
EL BONO SOCIAL
DEL GAS EN
ESPAÑA, NI ESTÁ
NI SE LE ESPERA
La razón de que no exista un bono social del gas en nuestro país
es regulatoria. Este combustible no está considerado un servicio
básico, a diferencia del agua y de la electricidad, que sí lo están
CONCHA RASO
H
ace dos años, justo por estas fechas, el Consejo de Ministros
aprobó la reforma de la Ley de Hidrocarburos en la que se
preveía incluir la creación de un bono social del gas para las
familias más vulnerables. Una ayuda social que el sector del
butano se mostró dispuesto a apoyar en su momento a
cambio de que se liberalizara completamente la bombona y que la Comisión
Europea ha exigido en reiteradas ocasiones a España, en base a las
recomendaciones que Bruselas ha lanzado al Gobierno español sobre su
política energética al detectar el bajo nivel de satisfacción de los clientes. Sin
embargo, a día de hoy, sigue sin ser una realidad.
La razón de que no exista un bono social para el gas en nuestro país es
regulatoria. El gas no está contemplado como un servicio básico, ya que
cuenta con otras alternativas como el butano, la biomasa o la propia energía
eléctrica para calentar una casa, disponer de agua caliente o cocinar, a
ISTOCK
39
diferencia de la electricidad y el agua, que sí se consideran imprescindibles
para la supervivencia de cualquier hogar.
La ausencia de un marco normativo que proteja a los consumidores en
situaciones de vulnerabilidad más severa y de una estrategia definida para
luchar contra la pobreza energética que sufre el país, han supuesto un
retraso en el avance de políticas sociales que garanticen el suministro
energético en los hogares más desfavorecidos.
Algunas administraciones regionales y locales y las principales compañías
energéticas españolas parecen haber tomado conciencia de la situación y, en
los últimos tres años, están llevando a cabo diferentes acciones para
garantizar el suministro a familias en situación de precariedad.
Se trata, fundamentalmente, de acuerdos entre ambas partes por los que
las compañías se comprometen a no cortar el suministro de luz y/o gas de
aquellos clientes que los servicios sociales municipales informan como
vulnerables, facilitando la forma de pago de las facturas pendientes a través
de las partidas que cada administración haya destinado a este respecto o, en
el caso de que se haya procedido a la suspensión del suministro, tratar de
restablecerlo lo antes posible. En total, unos 150 convenios de colaboración
suscritos a lo largo y ancho de la geografía española.
El Área de Servicios Sociales de los municipios adscritos a estos
convenios es la encargada de evaluar los beneficiarios de estas ayudas. A
partir del año que viene, según recoge el nuevo Real Decreto Ley sobre
financiación del bono social aprobado hace tan solo una semana por el
Gobierno -en el que se no se hace ninguna referencia al gas natural-, las
compañías eléctricas que se encuentren con un impago tendrán la obligación
de comunicárselo al consumidor, algo que en la actualidad no es obligatorio.
A partir de ese momento, la nueva normativa estipula un plazo de dos o
cuatro meses -dependiendo del tipo de consumidor-, para hacer efectivo el
corte. Las compañías tendrán que contactar con los servicios sociales de las
comunidades autónomas para saber si se trata de un consumidor
extremadamente vulnerable; en ese caso, no podrán interrumpir el
suministro. La comunidad autónoma o la corporación local se hará cargo de
los pagos y las deudas, que serán cofinanciados por el bono social.
Ayudas al gas en Europa
La falta de una metodología de estudio común de la pobreza energética en
Europa está dificultando la adopción de una política común para el conjunto
de la Unión Europea, que sí ha exigido a los Estados miembros legislar a
GAS
elEconomista
Energía
Medidas de protección al consumidor en Europa
NÚMERO DE PAÍSES
0
CONCEPTO
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Restricciones a la
desconexión por impago
Precios especiales de la energía para
consumidores vulnerables (tarifas sociales)
Beneficios sociales adicionales para cubrir los gastos
energéticos (no necesariamente de carácter financiero)
Beneficios sociales destinados a
cubrir gastos energéticos
Exención de algunos componentes de los costes
de energía al consumidor final (precio de la energía,
tarifas de red, impuestos, etc)
Consejos gratuitos de ahorro de
energía a clientes vulnerables
Sustitución gratuita de aparatos básicos
ineficientes en hogares vulnerables
Subvenciones económicas para la
sustitución de aparatos ineficientes
Derecho a pago diferido
Otros
Fuente: Council of European Energy Regulators (CEER).
17
Estados Miembros
cuentan con
normativas para
familias en situación
de riesgo
elEconomista
favor de los consumidores vulnerables a nivel nacional. A día de hoy son ya
diecisiete los Estados miembros que cuentan con normativas específicas en
electricidad para atender a familias en situación de riesgo, aunque solo unos
pocos han incluido ayudas para el gas, según se desprende de un informe
sobre pobreza energética elaborado por Economics for Energy.
Uno de ellos es Reino Unido. Con más de 30 años de experiencia en el
estudio de la pobreza energética, ha implementado diversas medidas que
sirven de apoyo a la renta familiar: la Winter Fuel Payment (WFP), que
consiste en un pago directo a todos los hogares que cuentan con un
miembro de 60 o más años, y la Cold Weather Payment (CWP), que
establece un pago fijo de 30 euros a un conjunto de individuos escogidos
cuando la temperatura se prevé que baje de los 0ºC durante un periodo de
40
siete días o más, según recoge el informe.
Otra de las medidas relacionada con los precios de la energía es la Warm
Home Discount (WHD), destinada a reducir la carga de la factura energética
a través de un apoyo directo a su pago y que exige a los distribuidores
energéticos que apliquen descuentos a pensionistas, así como a un grupo
más amplio de hogares con baja renta. En materia de eficiencia energética,
el Gobierno británico cuenta con una iniciativa para los hogares más
vulnerables -el Warm Front Scheme (WFS)- que proporciona subvenciones
públicas para la mejora de la calefacción (cambio de calderas) y el
aislamiento a los hogares que viven en propiedades mal aisladas o que no
tienen un sistema de calefacción central.
Francia tampoco se queda atrás. Además de las Tarifas Eléctricas para
Necesidades Básicas (TPN), el Gobierno francés puso en marcha en 2008
las Tarifas Sociales Solidarias de Gas (TSS), ambas orientadas a hogares de
ingresos reducidos que se benefician de unos descuentos en sus facturas de
gas y electricidad que oscilan entre el 40 y el 60 por ciento. Desde 1990,
explica el informe, también existen los Fondos Solidarios para hogares, tanto
públicos como privados, que se destinan a ayudar al pago de facturas
energéticas a aquellas familias que no pueden afrontarlos en su totalidad.
En términos de eficiencia energética, existe en Francia una política de
micro-préstamos destinada a hogares de pocos ingresos para incentivar la
rehabilitación de sus viviendas, con cantidades que oscilan entre los 3.000 y
los 10.000 euros, con plazos de devolución de entre tres y seis años. Otra de
las políticas aplicadas en esta materia son las subvenciones Habiter Mieux,
destinadas a la rehabilitación de las viviendas, a la formación de las familias
en mejorar sus hábitos energéticos y al seguimiento del hogar durante las
distintas fases del proceso.
La principal política del estado italiano para luchar contra la pobreza
energética consiste en un bono social, válido tanto para la luz como para el
gas natural, que pagan todos los consumidores mediante el incremento en la
parte fija de la factura eléctrica o de gas y al que pueden acceder los hogares
con ingresos inferiores a 7.500 euros a menos que la familia tenga tres
personas dependientes a su cargo, en cuyo caso el umbral se incrementa
hasta los 20.000 euros. También existe una limitación en la potencia
contratada, que no deberá superar los 3 kilovatios salvo que la familia supere
los cuatro miembros, en cuyo caso la potencia se eleva a los 4,5 kilovatios. El
beneficio consiste en un descuento en la factura que, en el caso del gas,
oscila entre los 70 y los 264 euros.
GAS
elEconomista
Energía
Reforma del bono social de electricidad
Tubería de gas
en Qatar. EE
España sólo cuenta con un bono social eléctrico del que se benefician 2,4
millones de consumidores. Contempla un descuento del 25 por ciento en la
tarifa regulada de la luz y se pueden acoger todos los hogares con menos de
3 kilovatios de potencia instalada, pensionistas con prestaciones mínimas,
familias numerosas o familias con todos sus miembros en paro.
Uno de los asuntos por resolver era quién debía financiar el bono social.
Hasta el pasado mes de octubre lo costeaban las 23 empresas eléctricas con
actividad en las áreas de generación, distribución y comercialización, aunque
el 96 por ciento recaía en las cinco grandes: EDP, Endesa, Gas Natural
Fenosa, Iberdrola y Viesgo. Sin embargo, el Tribunal Supremo ha invalidado
por segunda vez el mecanismo vigente, al considerarlo arbitrario y
discriminatorio, lo que ha obligado al titular de la cartera de Energía a aprobar
un Real Decreto Ley para regular el mecanismo de financiación del coste del
bono social.
Nadal, que ya ha adelantó que la nueva regulación para la financiación del
bono social no se incluiría en los Presupuestos Generales del Estado, lo ha
ampliado a todas las comercializadoras que actúan en nuestro país -unas
280 empresas- o sus matrices. Además, el reparto se hará por el número de
clientes y no por el volumen de energía comercializada, de manera que el
grueso del pago seguirá recayendo en las cinco grandes, mientras que al
resto le corresponderán porcentajes inferiores al 1 por ciento. Este reparto,
no obstante, es provisional, y será revisado cada cuatro años.
Diferentes formaciones políticas y sindicatos han pedido al Gobierno que la
nueva regulación del bono social incluyera a los consumidores de gas, al
objeto de que rijan los mismos criterios para ambos servicios -algo que no ha
sucedido-, y que modificara algunos de los requisitos contemplados en el
bono social de la luz para no dejar fuera a gran parte de los consumidores
vulnerables, tal y como está ocurriendo actualmente.
El desarrollo reglamentario del RDL, según ha apuntado el propio Nadal,
permitirá establecer unos criterios en las ayudas basados en la renta -no
todas las familias numerosas carecen de recursos, no todas las viviendas
con potencias bajas se utilizan como residencia habitual, no todos los
pensionistas con pensiones mínimas están en situación de vulnerabilidad-.
Algunos organismos han apuntado que deberían existir unos grados de
subvención de las facturas mediante un escalado de descuentos en
diferentes tramos hasta llegar al coste cero para las familias más vulnerables
y evitar que sufran cortes en el suministro.
41
Venezuela
suministrará gas a
Trinidad y Tobago
Venezuela ha firmado un
acuerdo para suministrar
gas a Trinidad y Tobago
mediante un proyecto que,
según su presidente,
Nicolás Maduro, supondrá
una importante entrada de
divisas para el país. El
proyecto, que ya fue
discutido en mayo en una
visita de Maduro a Puerto
España, cuenta con la
participación del gigante
angloholandés Shell y
prevé la interconexión del
Campo Dragón -40 km al
norte de las costas del
estado Sucre- con la isla.
GAS
elEconomista
Energía
BP invierte en dos
proyectos de gas
en África
GNF abre nueva
estación de gas
natural en Francia
Praxair y Linde se
fusionan en un líder
de 63.000 millones
Fundación Cepsa
impulsa 39 nuevos
proyectos sociales
BP ha llegado a un acuerdo
con la estadounidense
Kosmos para adquirir
participaciones en dos
proyectos de exploración de
GNL en el noroeste de
África por 1.000 millones de
euros. La operación,
prevista para el primer
trimestre de 2017, incluye
una participación del 62 por
ciento en cuatro bloques
offshore de exploración en
Mauritania y otra del 32,49
por ciento en los bloques de
exploración Saint Louis
Profond y Cayar Profond en
Senegal.
Gas Natural Europe, filial de
Gas Natural Fenosa, ha
abierto en Poitiers su
segunda estación pública
de suministro de gas
natural vehicular en
Francia, en la que ofrece
tanto Gas Natural Licuado
(GNL) como Gas Natural
Comprimido (GNC). Esta
estación cuenta con un
tanque de 80 metros
cúbicos que podrá
abastecer a todo tipo de
vehículos: camiones,
autobuses, tractores,
vehículos ligeros o
utilitarios.
El suministrador
norteamericano de gases
industriales Praxair ha
publicado los términos de la
fusión con su homólogo
alemán Linde en lo que
supondría la creación de un
nuevo líder del sector con
un valor de mercado de
63.000 millones de euros.
La compañía resultante de
la fusión adoptará el
nombre de Linde y su
consejo de administración
estará representado de
forma equitativa por
representantes de ambas
compañías.
Los Premios al Valor Social
de la Fundación Cepsa
impulsarán este año 39
nuevos proyectos de
diferentes entidades en
España, Portugal, Colombia
y Brasil, país que por
primera vez participa en
esta convocatoria solidaria.
Las iniciativas premiadas
obtendrán el respaldo
económico necesario para
convertirse en realidad y
fomentar la inclusión y el
bienestar de los colectivos
a las que se dirigen. La
cuantía total de los premios
asciende a 398.080 euros.
OPINIÓN
42
elEconomista
Energía
Cogeneración: por la eficiencia
a la reindustrialización
Javier Rodríguez
Director general de Acogen
La propuesta de
retribución aplica el
marco establecido sin
avanzar en los
desarrollos que los
cogeneradores venimos
reclamando para lograr
una retribución más
razonable en línea con
los estándares y
objetivos europeos
E
l Minetad ha dado a conocer la propuesta de
retribución a las renovables, cogeneración y
residuos para el nuevo ciclo 2017-2019, tras la
aplicación los últimos cuatro años del esquema de
la Ley 14/2013 y RD 413/2014. La propuesta aplica
el marco establecido sin avanzar en los desarrollos que los
cogeneradores venimos reclamando para lograr una retribución
más razonable en línea con los estándares y objetivos europeos,
y unas condiciones acordes a las necesidades de
reindustrialización y eficiencia energética del país.
Es clave priorizar la cogeneración en los retos nacionales de
política y desarrollo energético por la necesidad y oportunidad
que supone para materializar -a gran escala y a corto plazoactividad económica y empleo asociado a la
reindustrialización, eficiencia energética y acción por el clima.
Hay que crear un clima de confianza sobre el que poner en
marcha el Plan de Renovación Tecnológica de la cogeneración
en el que las industrias se han comprometido a invertir 1.400
millones de euros en cuatro años. Ese será el punto de partida
para reindustrializar múltiples sectores industriales que
producen con cogeneración el 20 por ciento del PIB industrial
con más de 200.000 empleos.
El Gobierno sigue sin levantar la moratoria a invertir en
cogeneración, vigente desde hace cinco años, sin atender los
planes de renovación establecidos en la Ley 24/2013 y la
convocatoria de nuevas plantas; una grave discriminación
tecnológica para la eficiencia energética y la competitividad
industrial. El parón lastra a las industrias que necesitan invertir
para actualizar, mejorar, flexibilizar y ganar competitividad en los
mercados energéticos en los que la reforma situó a la
cogeneración en igualdad de condiciones para competir con
otras tecnologías, y en los mercados exteriores a los que
exportan sus productos.
El balance 2013-2016 ha sido terrible: 35-38 por ciento de las
1.067 plantas paradas y 25 por ciento de la potencia y se ha
perdido entre el 15 y 19 por ciento de la producción eléctrica. La
cogeneración ha dejado de producir un 2 por ciento de la
electricidad nacional y minorado un 3 por ciento en la demanda
de gas natural. Y si el impacto no ha sido mayor es porque en
cuatro de cada diez instalaciones industriales la cogeneración
es la única tecnología para fabricar, por lo que operación de las
cogeneraciones y producción industrial van ligadas. Las
pérdidas operativas y la nula rentabilidad en que la reforma ha
sumido a las cogeneraciones tras recortar la retribución 1.200
43
millones de euros al año, llegarán hasta donde las industrias
aguanten. Por ello hay que dar paso a un nuevo ciclo.
La cogeneración ahorra un 2 por ciento de la energía que
utiliza España, produciendo con la mayor eficiencia, el 10 por
ciento de la demanda eléctrica y el 25 por ciento del consumo
de gas natural. Las 600 industrias cogeneradoras, de probada
resiliencia, mejorarán a corto plazo sus perspectivas con el
nuevo esquema retributivo que incorpora ajustes en función de
los precios reales de los mercados eléctricos de futuro hasta
2019, lo que permite establecer estrategias y coberturas
basadas en los mercados, contrariamente a lo ocurrido en el
semiperiodo 2014-2016 donde el Gobierno enjaretó sus
previsiones que, al incumplirse, han acarreado a los
cogeneradores grandes pérdidas y financiaciones al sistema.
Sólo el desajuste entre la previsión del Gobierno y la realidad,
en tres años ha minorado la retribución en 356 millones de
euros, de los que el sistema devolverá 250 millones a lo largo
de la vida de las instalaciones. Ello implicará plazos de unos 24
millones de euros al año los próximos 10. Estamos financiando
pérdidas operativas, números rojos, nada que ver con no
alcanzar rentabilidades previstas de inversiones. Si el Gobierno
erró en su previsión, no es razonable que el mecanismo de
ajuste sea que los cogeneradores financiemos en 10 años los
356 millones de euros perdidos, soportemos una quita del 30
por ciento y hayamos de mantener la producción para ir
cobrando.
La mitad del sector sigue en riesgo y con imperiosa
necesidad de mejorar su competitividad y flexibilidad en los
mercados a través de la inversión en mejores tecnologías. El
futuro pasa por un marco jurídico específico de la cogeneración
OPINIÓN
-en consonancia con Europa y con el Energy Efficiency First-,
más allá del marco compartido con las renovables que ha
dificultado el ajuste específico y la prioridad que la cogeneración
requiere y amerita.
Europa sitúa la cogeneración como pilar de la eficiencia
energética y la acción por el clima. Hay que ajustar un régimen
regulatorio razonable, propio e incentivador, que garantice la
seguridad jurídica de las plantas y de las nuevas inversiones,
porque más de la mitad necesitan planes de renovación con la
vista puesta en el servicio y encaje con sus industrias.
La cogeneración se sustenta en tres pilares: la industria y su
competitividad, el ahorro y eficiencia energética del país, y la
acción ambiental y por el clima. Son nuestra razón de ser y se
desenvuelven en un clima de transparencia, diálogo y
conocimiento experto. Los cogeneradores tenemos una Hoja de
Ruta y España tiene un Gobierno que preconiza un nuevo clima
para hacer progresar el país. Toca nuevo ciclo.
Cogeneradores y Gobierno podemos coincidir en objetivos y
voluntad de acuerdo para superar la moratoria y promover un
nuevo ciclo de inversión que sitúe a las industrias en la senda
de competitividad en los mercados. Confiamos en que el
Ejecutivo entienda que necesitamos un marco propio que
propicie los 1.400 millones de euros de inversión en la
renovación tecnológica de 2.600 megavatios de cogeneración y
atienda al sector, priorizándolo en su acción regulatoria.
Tenemos una ilusionante legislatura por delante: el mejor
bono social es lograr empleo y competitividad en la industria.
Será posible si se priorizan acuerdos. En el corto plazo las
industrias cogeneradoras pueden aportar resultados tangibles a
la economía real.
elEconomista
Javier Rodríguez
Director general de Acogen
Confiamos en que el
Ejecutivo entienda que
necesitamos un marco
propio que propicie los
1.400 millones de euros
de inversión en la
renovación tecnológica
de 2.600 MW de
cogeneración, y atienda
al sector, priorizándolo
en su acción regulatoria
Energía
Movemos la energía que mueve el mundo,
respetando el medio ambiente
Mientras se prepara una nueva generación con energías renovadas, en el Grupo CLH asumimos la responsabilidad de que no nos falte la energía que hoy mueve el mundo, y lo hacemos
de un modo sostenible.
Para conseguirlo, utilizamos las tecnologías más limpias y eficientes y colaboramos con el desarrollo de los biocombustibles, conservando nuestro entorno para las generaciones futuras.
CLH es la empresa líder en almacenamiento
y transporte de combustibles
www.clh.es
45
ENTREVISTA
elEconomista
Energía
JUAN
JUÁREZ
Director gerente de SunWood
CONCHA RASO / RUBÉN ESTELLER
Especializada en la producción y venta de energía renovable térmica,
SunWood se ha marcado como objetivo duplicar sus resultados a partir de
2020, fecha en la que tendrá en funcionamiento cinco plantas de péllets con
unas ventas globales de 29 millones de euros. Su innovador modelo de
negocio, que abarca toda la cadena de valor, le permite optimizar las
sinergias y obtener el máximo grado de independencia.
ELISA SENRA
¿Qué tipo de empresa es SunWood y qué negocios desarrolla?
SunWood es una marca comercial de servicios energéticos especializada en
la producción y venta de energía renovable térmica y de biocombustibles a
partir de residuos forestales. Nuestro modelo de negocio es completo y
supone una novedad respecto al resto de actores que hay en el mercado
español: empezamos con el aprovechamiento forestal, continuamos con la
fabricación del combustible y terminamos con el autoabastecimiento de
nuestras centrales térmicas, vendiendo calor y frío también, a la vez que
conseguimos un importante ahorro en la factura energética. Y todo esto con
los riesgos que conlleva utilizar un tipo de combustible -en nuestro caso la
madera- que es bastante heterogéneo. Cuidamos mucho todas las fases del
negocio minimizando gastos y utilizando la tecnología más adecuada. La
“Queremos convertirnos en la primera empresa del
sector de la biomasa en España en toda la cadena de valor”
46
ENTREVISTA
elEconomista
actividad de SunWood se canaliza a través de dos compañías: SunWood
Biomasa Energía, que concentra su actividad en el acopio de los residuos
forestales para su transformación en combustible (péllet) dentro de las
plantas de peletización, y Suministros de Energía Natural (SEN), que se
encarga de transformar este combustible en energía calorífica mediante la
instalación de calderas de biomasa, así como de gestionar y facturar dicha
energía a los centros de consumo.
¿Cuál ha sido la trayectoria de la empresa en estos ocho años?
Empezamos en 2008 fabricando el combustible, que en nuestro caso es el
péllet, con una primera planta en Jaén. Ponto nos dimos cuenta de que
necesitábamos asegurarnos el consumo de la madera y hemos alcanzado
acuerdos a largo plazo con Ayuntamientos para el aprovechamiento de
residuos forestales. En el caso de la planta que estamos construyendo en
Cuenca, hemos firmado un acuerdo con un aserradero de la zona perteneciente al Ayuntamiento- para la compra del subproducto forestal serrín y astilla, principalmente-. Otra cuestión muy importante para nosotros
es la localización y una de las claves de nuestro éxito es la distribución. En
lugar de hacer macroplantas, que son muy rentables si llegas al máximo de
producción, estamos haciendo plantas de menor tamaño, de unas 15.000
toneladas, con un radio de abastecimiento de 50 kilómetros para minimizar
ese coste y un radio máximo de distribución de venta del producto de 200
kilómetros desde donde tenemos la planta hasta donde ponemos las
instalaciones de calefacción. De esta manera somos más competitivos con
una cuenta de resultados más optimizada.
¿Cuáles son sus potenciales clientes?
Fundamentalmente grandes consumidores, tanto en el ámbito público como
en el privado, como por ejemplo hospitales, residencias de ancianos, piscinas
climatizadas, etc. También son especialmente interesantes grandes
comunidades de vecinos que, además, suelen tener un riesgo de impago
muy pequeño, por no decir nulo. A todos ellos les ofrecemos un ahorro del 10
por ciento garantizado a largo plazo -diez años- sin tener que realizar
inversiones. Además, al final del contrato les cedemos la caldera.
Actualmente cuentan con tres plantas de peletización. ¿Están inmersos
en la construcción de alguna más?
Hemos ido despacio. Hay que tener en cuenta que desde que se piden las
ELISA SENRA
“Nuestros
clientes son,
principalmente,
grandes
consumidores”
“Ofrecemos un
10% de ahorro a
nuestros clientes
a 10 años sin
inversiones”
“Hemos invertido
45 millones en las
tres plantas que
tenemos en
la actualidad”
Energía
primeras autorizaciones hasta que se ponen en marcha las plantas suelen
pasar entre tres y cuatro años. A día de hoy tenemos tres plantas: la primera,
ubicada en Aldeaquemada (Jaén), nos la hizo Isolux a pie de aserradero. En
el camino hemos comprado un par de plantas más, una en Campo de San
Pedro (Segovia) y otra en la localidad jienense de Bailén, que ya están
funcionando, aunque las hemos tenido que adaptar y mejorar. Actualmente
estamos construyendo una planta en Mohorte (Cuenca), que estará lista en
verano de 2017 y otra en Navalucillos (Toledo), prevista para 2018. La
construcción y compra de nuevas plantas para la producción de péllet forma
parte del plan de desarrollo que estamos llevando a cabo en SunWood y que
implica la instalación de este tipo de centros en aquellas localizaciones donde
existe una disponibilidad real de biomasa cerca de los centros de consumo
de energía.
¿Cuánto han invertido en estas instalaciones y cuántas toneladas de
péllets han producido?
Por planta estamos en 15.000 toneladas teóricas (3.500 kilos hora), pero
estamos llegando a unas 25.000 toneladas por planta (entre 4.000 y 4.500
kilos hora). En cada planta hemos invertido una media de 4,5 millones de
euros y en torno a 10 millones de inversión en calderas de calefacción para
su instalación en centrales térmicas. El proyecto completo, es decir, la planta
más las instalaciones que podemos abastecer suman unos 15 millones de
euros por unidad.
¿Quién financia las plantas?
Hasta los últimos meses apenas trabajábamos con financiación ajena. Todo
lo hemos ido financiando con recursos propios. Soy el mayor accionista de la
empresa y el resto está repartido entre una veintena de accionistas que son
inversores particulares privados. Nuestra intención es crecer con
ampliaciones de capital e incrementar un poco más la financiación con los
socios actuales, aunque estamos abiertos a algún tipo de financiación vía
emisión de bonos u otros activos financieros.
¿Qué resultados esperan obtener a final de año y qué objetivos se han
marcado en el corto/medio plazo?
Nuestro objetivo es convertirnos en la primera empresa del sector de la
biomasa en España en toda la cadena de valor: desde el monte hasta la
producción de la venta de energía calorífica. Una vez superada la curva de
47
ENTREVISTA
elEconomista
Energía
no es otra que aprender primero para avanzar después, cubriendo toda la
cadena de valor, con un esfuerzo de inversión a través de recursos propios
en plantas de péllets donde sabemos que tenemos un retorno pequeño que
no haríamos si no hiciésemos la venta de energía, porque la venta de péllet
en el mercado tiene un riesgo comercial. En este caso tenemos una situación
excepcional, y es que no producimos péllet para vender en el mercado, sino
para autoconsumir en contratos de 10 años, por lo que tenemos el consumo
asegurado. Ahora mismo estamos consumiendo un tercio de la fábrica de
Jaén en autoconsumo y el resto lo estamos vendiendo en el mercado.
¿Se han presentado a algún concurso público?
Estamos pendientes de que, según la información aparecida en los medios,
salga la licitación a principios de 2017 para el Hospital Virgen de la Luz
(Cuenca). Recientemente ha salido la licitación de unos 50 institutos en
Castilla-La Mancha, en la que también estamos optando.
ELISA SENRA
aprendizaje, nuestra intención es conseguir una estructura potente para
avanzar otro paso más y hacer una selección estratégica de las plantas
donde queremos estar. En 2020 tendremos cinco plantas de fabricación y
atendido el 70 por ciento de las instalaciones de calefacción que podremos
cubrir con esa capacidad de producción de combustible, que supondrán unas
ventas globales de 29 millones de euros. A partir de 2020, nuestra intención
es duplicar el número de plantas -un total de diez- y, por tanto, la capacidad
de venta de energía.
En el último año se ha producido un descenso generalizado de los
precios de todas las biomasas para usos térmicos. ¿Les está afectando
de alguna manera?
Para nosotros no es un problema porque podemos vivir con un precio del
barril de petróleo hasta los 40 dólares. De hecho, cuando iniciamos el
proyecto el precio del petróleo estaba en 60 dólares el barril. Nuestra filosofía
“Tendremos 5
plantas en 2020
que supondrán
unas ventas de
29 millones”
“Lucharé porque
las normas de
calidad sean
cada vez más
exhaustivas”
¿Qué opina acerca de la creación de un mercado nacional de biomasas
que aglutine a los micromercados existentes?
El sector de la biomasa es muy nuevo. En el año 2008 había cuatro o cinco
plantas y ahora existen más de 50. Nuestro crecimiento inorgánico nos lleva
a un mercado grande y a una concentración. Apostamos por un mercado
único que, lógicamente, es mucho más fácil de regular que uno pequeño muy
atomizado. Prefiero tener dos competidores fuertes que muchos pequeños,
pero sin perder la regionalidad, que para nosotros es fundamental.
¿Qué importancia tiene la certificación de calidad y qué opina del uso
fraudulento que se está haciendo?
Para SunWood la calidad es muy importante y al ser nosotros mismos
nuestros propios clientes, nos autoexigimos la mejor calidad. Si de la calidad
del péllet va a depender que la cuenta de resultados vaya mejor o peor, que
mi margen sea mayor o menor, dando una sostenibilidad a largo plazo, yo
soy el primer interesado en que la calidad sea la que tiene que ser y lucharé
por que las normas de calidad sean cada vez más exhaustivas y se cumplan
dentro de un orden. Me consta que las dos normas que hay son bastante
sólidas, pero una cosa es la norma y otra el control de la norma. Y también
influye el tipo de empresa, porque algunas son serias y otras no tanto, y todo
esto hay que controlarlo con el máximo rigor para evitar crear un descrédito
en el mercado.
48
EL RADAR
elEconomista
Energía
Evolución de la cotización del crudo
Dólar por barril
West Texas/EU
Brent/Reino Unido
40,58
33,20
DIC.
ENE.
31,62
FEB.
2015
37,90
MAR.
40,40
ABR.
43,45
MAY
47,92
45,23
JUN.
JUL.
48,52
AGO.
2016
44,48
SEP.
50,72
46,84
53,16
42,97
OCT.
NOV.
DIC.
DIC.
31,66
32,45
ENE.
FEB.
39,02
MAR.
2015
41,32
ABR.
42,43
MAY
47,47
45,35
JUN.
JUL.
50,88
AGO.
45,89
SEP.
50,48
47,37
OCT.
NOV.
elEconomista
EL PRECIO DEL CRUDO
SIGUE SU LÍNEA ASCENDENTE
La cotización del barril de petróleo sigue en ascenso. Desde que se conociera la noticia del acuerdo alcanzado
por los países productores de reducir la producción, su precio en el mercado ha superado los 55 dólares
L
DIC.
2016
Fuente: Revista Energíahoy.
a decisión de los países productores de reducir la
producción conjunta de petróleo en 1,8 millones de
barriles al día, ha incrementado la cotización del
oro negro en el mercado en el último mes. El precio
del petróleo brent se disparaba de inmediato hasta
los 53 dólares el barril a primeros de diciembre, una tendencia
que se ha ido manteniendo en la últimas semanas, con
máximos de hasta 55,45 dólares el barril. Lo mismo ha
sucedido con el crudo West Texas Intermediate (WTI), que
superaba los 51 dólares el barril a principios de este mes y que
55,88
ha subido hasta llegar a los 53,30 dólares justo antes de
Navidad.
Algunos analistas, como los de Goldman Sachs, Citi y
Barclays, han elevado sus previsiones y creen que el precio del
barril de petróleo llegará a alcanzar los 60 dólares en 2017 y
superará los 85 dólares en 2019, lo que supondría un
incremento en el precio del 30 por ciento y de más de un 60
por ciento, respectivamente, en relación a los precios actuales.
La Agencia Internacional de la Energía ha señalado que las
próximas semanas serán cruciales.
Acceda a los cuadros del petróleo más
completos de la mano de Energía Hoy
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OPINIÓN
50
elEconomista
Energía
EL PERSONAJE
el zoo
energético
Por Rubén Esteller
El Castor se llevará
otros 80 millones
E
REUTERS
l Ministerio de Energía aprobó la semana pasada las nuevas tarifas para
el gas natural que para el año 2017 supondrán un incremento del 3,5 por
ciento, pese a que se mantienen los peajes -la parte regulada- que
aprueba el Gobierno de un modo poco realista, tal y como asegura en sus
informes la Comisión Nacional de Mercados y Competencia.
Este incremento supondrá una vez más una pérdida de competitividad para
las industrias, en un momento en el que resulta cada vez más necesario poder
ofrecer buenos precios a los clientes internacionales, ya que el consumo interno
se mantiene todavía tibio.
Este incremento, no obstante, podría haber sido algo menor si el Gobierno
hubiese decidido llevar a los tribunales el almacén de gas Castor ya que nos
hubiese librado, por ejemplo, de los 80 millones de euros que se abonarán este
año por este concepto.
A lo largo del próximo mes se conocerá previsiblemente el informe de Instituto
Tecnológico de Massachussetts (MIT) que está analizando las consecuencias
que podría tener la vuelta a la operación de esta polémica instalación en la costa
de Castellón. El resultado, no obstante, parece que sólo puede ser uno. ¿Quién
en su sano juicio se atrevería a negar el riesgo de terremotos en la inyección de
gas natural tras haberse registrado más de 500 movimientos? Parece que nadie.
El resultado de este informe -que también nos costará un buen dinerito- será
la antesala de otra subida en los precios del gas porque uno tiene serias dudas
de que sean los Presupuestos Generales del Estado los que acaben cargando
con los 300 millones que podría costar un desmantelamiento.
Mientras el MIT termina sus análisis y si finalmente se producen las
consecuencias previsibles, el presidente de ACS, Florentino Pérez, sigue en su
línea de aprovechar los resquicios judiciales. La última, los 500 millones de euros
que puede costarnos la quiebra del túnel del AVE a Francia.
Javier Anzola
Director de Negocio Liberalizado
de Viesgo
El consejero delegado de Generación y Retail de Viesgo, Javier Anzola, ha
logrado un importante reconocimiento con el lanzamiento de la nueva app
de la compañía que facilita la comprensión de la factura y el control de la
misma para los clientes de la empresa. Anzola, además, aprovechó la
Jornada de Reindustrialización de elEconomista para mostrarse favorable a
un incremento del autoconsumo en España, pero pidió una prudencia muy
necesaria antes de cerrar centrales de carbón de manera prematura. El
ejecutivo de Viesgo apostó por seguir electrificando la sociedad -transporte
y climatización- para facilitar el camino hacia la descarbonización de la
economía, una necesidad cada vez más imperativa.
LA CIFRA
11
por ciento
Es la cantidad que el MInisterio de Energía asegura
que ha bajado el recibo de la luz durante este año.
Una cifra que resulta sorprendente a tenor de los
precios marcados por el mercado mayorista en los
últimos tres meses, por culpa del parón nuclear
francés y las mayores horas de producción de las
centrales de ciclo combinado de gas natural y de
carbón.
EL ‘RETUITEO’
@ahorapodemos
“A pesar del acuerdo de PP y
PSOE seguirá habiendo cortes
de luz y calefacción”