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Energía
1
Energía
elEconomista
Quién es quién de los nuevos señores
que mandan en la energía española
actualidad | P6
Europa quiere más puntos de
recarga para un transporte limpio
carburantes | P32
Revista mensual
30 de octubre de 2014 | Nº 25
CEPSA RECLAMA AL GOBIERNO UNA
BOMBONA DE BUTANO SOCIAL
La petrolera está dispuesta a
financiarla y quiere casi duplicar su
cuota de mercado en tres años
entrevista | P46
Opinión:
Loreto Ordóñez
D.J. Beltrán
J. Glez Vélez
L. de Silanes
D. Crescente
GDF Suez
Fundación Renovables
Empresario renovables
Presidente de CLH
Mas Consulting Group
P12
P24
P30
P36
P44
Energía
SUMARIO
2
20. Electricidad
La apuesta de Red
Eléctrica por Canarias
Actualidad
Las nuevas caras del sector
energético español
Electricidad
Más horas punta sube el coste
de la luz a la industria
Invertirá más de 800 millones de euros en la
Los despachos de las principales compañías del sector han cam-
Las empresas con gran consumo de energía tendrán que
construcción de nuevas infraestructuras eléctricas
biado de dueño. Algunos llevan varios años en la misma empresa
adaptar su producción debido al nuevo calendario planteado
26. Renovables
El aceite de camelina
y su uso en aviones
Utilizado para el transporte aéreo reduce de
manera significativa las emisiones contaminantes
36. Opinión
José Luis López de
Silanes, presidente CLH
6
15
32
46
El sector del petróleo se transforma y se hace
necesaria una política energética común en la UE
38. Gas
La UE invierte 120.000
millones en energía
El informe de la Comisión Europea recoge las ayudas estatales de la UE-28 a diferentes tecnologías
Edita: Editorial Ecoprensa S.A. Presidente de Ecoprensa: Alfonso de Salas
Vicepresidente: Gregorio Peña Director Gerente: Julio Gutiérrez Director
Comercial: Juan Ramón Rodríguez Relaciones Institucionales: Pilar Rodríguez
Subdirector RRII: Juan Carlos Serrano Jefe de Publicidad: Sergio de María
Director de elEconomista: Amador G. Ayora
Director de ‘elEconomista Energía’: Rubén Esteller Diseño: Pedro Vicente y Alba
Cárdenas Fotografía: Pepo García Infografía: Nerea Bilbao Redacción: Concha
Raso y Rafael Daniel
Carburantes
Europa amplía puntos de
recarga para combustibles limpios
La nueva Directiva para el transporte persigue reducir
la dependencia del petróleo y las emisiones contaminantes
Entrevista
Filipe Henriques, director
general de Cepsa Gas Licuado
“Espero que a partir del año que viene haya una
bombona de butano social”
Energía
EDITORIAL
3
EL ILUMINADO
@eEEnergia
El bono social debe llegar también al
gas natural y la bombona de butano
a pobreza energética es uno de los principales problemas que
hoy mantiene la sociedad española sobre la mesa aunque haya
algunos que prefieran mirar hacia otro lado. La necesidad de
adoptar medidas para facilitar el acceso básico a la electricidad
y la calefacción para los consumidores con menores recursos
económicos se ha convertido en un imperativo moral.
España tiene en estos momentos 5,4 millones de parados. Un buen
número de ellos no recibe ingreso alguno y, por ese motivo, la solidaridad
se convierte en una obligación para una sociedad que quiere calificarse de
moderna y solidaria.
Según la última encuesta de población activa del tercer trimestre, la
mitad de los parados son considerados como de larga duración al llevar
más de un año sin cotizar a la Seguridad Social, aunque la cifra se ha
reducido un 5,7 por ciento este año. Además, se añade el problema de que
el paro juvenil -menores de 25 años- sigue por encima del 50 por ciento.
Con este escenario, no resulta extraño ver planteamientos políticos,
como los realizados por Podemos, de ligar los precios de la electricidad a
los ingresos y menos que el presidente de las eléctricas, Eduardo Montes,
muestre su estupefacción.
Lejos de entrar en si el debate está en quién debe pagar esta política
social, si los Presupuestos Generales del Estado o las eléctricas, lo
L
importante es que se mantenga y se dé un acceso adecuado y garantista
para aquellas personas que atraviesan dificultades.
El Gobierno está preparando una profunda reforma de la Ley de
hidrocarburos. En la misma, además de incrementar la facilidad para el
desarrollo del gas de esquisto en España y facilitar el desarrollo de un
mercado mayorista del gas, el Ministerio debería incluir la creación de un
sistema de protección social para el gas natural y la creación de una
bombona de butano de social. La excusa de que el gas natural no es un
servicio básico debe superarse. De hecho, la propia Comisión Europea ha
instado a España a tomar medidas
en este sentido. Siendo cierto que
los ciudadanos pueden elegir si se
conectan a este tipo de servicios o
no también parece adecuado
facilitar un nivel mínimo de
protección social. España no puede
dejar atrás a los ciudadanos más
débiles quizá por ese motivo resulta
difícil de entender algunos recursos
judiciales planteados por el
Gobierno y por las eléctricas.
La Comisión
Europea ha instado a
España a adoptar un
bono social para el
gas natural. Industria
debería escuchar y
extender las medidas
de protección para
los consumidores
más vulnerables
Alberto Nadal
SECRETARIO DE ESTADO
DE ENERGÍA
El secretario de estado se
esfuerza para congelar los
peajes de la tarifa eléctrica al
consumidor y tiene margen
para hacerlo en la de gas.
EL APAGÓN
Juan Iranzo
ECONOMISTA
El exconsejero de Red Eléctrica
debería abandonar todos sus
cargos tras haberse descubierto
los usos inadecuados de las
tarjetas opacas de Caja Madrid.
04
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06
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Energía
AGENDA
4
Evento: Offshore Wind Procurement & Construction
Summit.
Organiza: Wind Energy Update.
Lugar: Hotel Ramada. Hamburgo.
Contacto: www.windenergyupdate.com/offshore-construction
Evento: Curso. Diseño de Sistemas de
Intercambio Geotérmico.
Organiza: Geoplat y Geotrainet.
Lugar: Instituto Geológico y Minero de España
(IGME). Madrid.
Contacto: cursogeotermia.geoplat.org
Evento: Almuerzo-Conferencia con Jozsef Toth,
presidente del WPC.
Organiza: Enerclub con el patrocinio de Cores.
Lugar: Hotel Palace. Madrid.
Contacto: www.enerclub.es
Evento: Solar PV Trade Mission Central America.
Organiza: Solarplaza.
Lugar: Hotel Hilton. Panamá. Costa Rica.
Contacto: www.pvtrademissioncentralamerica.com
Evento: CSP Today Sevilla 2014.
Organiza: CSP Today.
Lugar: Hotel NH Collection. Sevilla.
Contacto: www.csptoday.com/csp
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Evento: I Foro Solar Español.
Organiza: UNEF.
Lugar: Rafael Hoteles Atocha. Madrid.
Contacto: unef.es
Evento: GeoEner 2014.
Organizan: Consejería de Economía y Hacienda
de la CAM y Fenercom.
Lugar: Centro de Convenciones Mapfre. Madrid.
Contacto: www.geoener.es
Evento: Congreso Nacional del Medio Ambiente
(Conama 2014).
Organiza: Fundación Conama.
Lugar: Palacio Municipal de Congresos. Madrid.
Contacto: www.conama2014.conama.org
Evento: GNL: El Futuro del Transporte Marítimo.
Organizan: Sedigas y Gasnam.
Lugar: Ciudad de la Cultura. Santiago de
Compostela.
Contacto: jornadagnlsantiago.com
Evento: Presentación del IEA´s World Energy
Outlook 2014.
Organizan: Enerclub con el patrocinio de E.ON.
Lugar: Hotel Intercontinental. Madrid.
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6
Energía
ACTUALIDAD
os puestos de alta dirección y de negocio de algunas
de las empresas más relevantes del sector energético
español han cambiado de manos. Hablamos de un
elenco de grandes profesionales con una amplia
trayectoria laboral y que ahora tienen en sus manos el
reto de continuar la senda de éxito de las compañías a las que
representan.
Es el caso de Iberdrola, que tiene un nuevo director de Negocios. Se
llama Francisco Martínez Córcoles y ha sustituido en el cargo al veterano
José Luis San Pedro. Córcoles se incorporó en 1985 al área de
regulación de Hidroeléctrica Española -germen de Iberdrola junto a
Iberduero- y, desde entonces, ha desarrollado toda su trayectoria
profesional en el Grupo.
Casi 30 años en los que ha podido asistir a la transformación
experimentada por la compañía, viviendo en primera línea la
apuesta pionera por las renovables, el crecimiento internacional
y la puesta en marcha de grandes proyectos de ingeniería
como el complejo hidroeléctrico de La Muela.
Los que le conocen dicen de él que es un gran
apasionado de la ingeniería y, como tal, un hombre de
negocio. Le gusta el trabajo de campo y estar a pie de
obra, conociendo de primera mano el desarrollo de
los grandes proyectos, lo que encaja a la perfección
con el nuevo reto que se le presenta.
En su nuevo cargo tendrá la oportunidad de ver
cómo se hacen realidad proyectos tan importantes para
Iberdrola como la interconexión hidroeléctrica que unirá Estados
Unidos con Canadá, la conexión submarina entre Escocia e Inglaterra o
los nuevos ciclos combinados que se construirán en México.
El nuevo hombre de confianza del presidente de Endesa, Borja Prado,
se llama José Damián Bogas, que hasta hace unas semanas ocupaba el
puesto de director general de Endesa en España y Portugal y que ha
sido nombrado consejero delegado de la compañía en sustitución de
Andreas Brentan.
Bogas lleva vinculado a la eléctrica más de 30 años ocupando
diversos puestos de responsabilidad, lo que le ha reportado un profundo
conocimiento tanto del sector eléctrico como de la propia compañía. Su
L
LAS NUEVAS CARAS
DEL SECTOR
Las sillas de los despachos de las principales compañías
españolas del sector han cambiado de dueño. Se trata de hombres
de confianza que llevan muchos años en la misma empresa
CONCHA RASO
ISTOCK
7
Energía
ACTUALIDAD
gran capacidad para gestionar procesos regulatorios complejos “le
convierten en la persona idónea para asumir este puesto, precisamente en
un momento vital en la consolidación industrial y estratégica de la
compañía”, según informó Endesa a la Comisión Nacional del Mercado de
Valores (CNMV).
El pasado 8 de octubre, el nuevo consejero delegado se estrenaba en el
cargo ante los analistas de Londres con motivo de la presentación del nuevo
plan industrial y de inversión de la compañía para los próximos tres años. La
eléctrica española, controlada en un 92 por ciento por Enel, acaba de
vender los activos en Latinoamérica a la italiana para centrarse en la
actividad en el mercado de España y Portugal.
Durante la presentación en Londres, Bogas anunció la intención de la
eléctrica de invertir unos 1.000 millones de euros en el negocio de
generación eléctrica -principalmente en la puesta a punto de las centrales
nucleares y en avanzar en los proyectos de bombeo- y unos 1.100 millones
en distribución -no solo en las nuevas redes, sino también en el plan de
adaptación a los nuevos contadores digitales.
Pero aquí no queda todo. En junio de este año, la eléctrica italiana Enel
decidía sustituir a sus representantes en el Consejo de Administración de
Endesa tras el cambio del equipo directivo experimentado en el grupo
energético italiano el pasado mes de mayo.
Como consecuencia de esta acción, el consejo de Endesa acordaba el
nombramiento de Francesco Starace como nuevo vicepresidente de la
compañía eléctrica en sustitución de Fulvio Conti. Starace también ocupa el
cargo de consejero delegado de Enel desde el mes de abril.
Iberdrola, Cepsa,
Repsol, Endesa, BP
y la patronal AOP
han apostado por
el cambio en los
puestos directivos
de sus compañías
La presidencia de la Asociación Española de Operadores de Productos
Petrolíferos (AOP) también ha cambiado de cara. El nuevo cargo, en
sustitución de Josu Jon Imaz, lo ostenta Federico Molina, ingeniero superior
industrial que, actualmente, también ocupa el puesto de director de Refino
en Cepsa. Las líneas a seguir por el presidente entrante estarán en línea
con las que la patronal lleva desarrollando desde su fundación, en 1993,
representando a las compañías que operan en España en los mercados de
refino, distribución y comercialización de productos petrolíferos -BP, Cepsa,
Galp Energía, Repsol, Saras Energía y Shell-.
Molina será la cabeza visible en la colaboración y diálogo con las
diferentes Administraciones públicas y con otras instituciones donde, en
representación de la Asociación, dará su opinión o aportará sus
conocimientos técnicos sobre temas que puedan afectar al sector. En su
labor informativa, también mantendrá un contacto permanente y fluido con
los medios de comunicación para tratar de divulgar y aportar información
sobre los temas de actualidad que puedan afectar a la industria petrolera y
para ayudar a difundir el funcionamiento del mercado del petróleo.
Cambios en BP, Cepsa y Repsol
El 1 de noviembre, el hasta ahora director Financiero y de Estrategia de BP,
Luis Aires Dupré, se convertirá en el nuevo presidente de BP España en
sustitución de Jorge Lanza. En los 23 años que lleva en el Grupo, Aires ha
adquirido una gran experiencia en los sectores de refino, suministros,
comercial, finanzas y estrategia, tanto en Europa como en Estados Unidos.
De hecho, su carrera profesional en BP comenzó en 1991 en la refinería de
Afrontarán nuevos retos y responsabilidades
José Damián Bogas
Federico Molina
Francesco Starace
Francisco M. Córcoles
Josu Jon Imaz
Luis Aires Dupré
Pedro Miró
Consejero delegado
de Endesa
Presidente
de AOP
Vicepresidente
de Endesa
Director de Negocios
del Grupo Iberdrola
Consejero delegado
de Repsol
Presidente
de BP España
Vicepresidente
de Cepsa
8
Castellón. Desde entonces ha ocupado distintos puestos de responsabilidad
en Madrid, Bruselas, Londres y en la refinería americana de Carson.
Precisamente, el pasado año BP Oil Castellón obtuvo unos beneficios de
entre 10 y 15 millones de euros. Desde el punto de vista operativo, la
disponibilidad de la refinería fue del 98 por ciento y la planta procesó un total
de 4,4 millones de toneladas de crudo, lo que equivale a una media de
100.000 barriles al día. El crudo procesado procedía de 15 países, entre los
que destacan Kazajistán, Angola, Libia, Guinea Ecuatorial y Brasil. Por otro
lado, el índice de eficiencia energética fue del 87 por ciento.
En España, BP está presente desde el año 1954. Destacan las 674
estaciones de servicio que tiene repartidas por todo el país y la labor de la
refinería de Castellón, considerada como “una de las más eficientes del
Grupo y del mundo”, según la compañía.
Hace poco más de un año fue nombrado consejero delegado y hace tan
sólo cuatro meses ha pasado a ser también el nuevo vicepresidente de
Cepsa en sustitución de Santiago Bergareche. Hablamos de Pedro Miró
Roig, un hombre que lleva vinculado a la compañía desde el año 76, fecha
desde la que desempeñó los cargos de director del Centro de Investigación,
director de Tecnología y director de Exploración y Producción.
En abril de 2009 ocupó la Dirección General Técnica,
responsabilizándose de las actividades de Refino y Electricidad y, a partir de
ese momento, pasó a ser nombrado miembro del Comité de Dirección de la
compañía. Fue en agosto de 2011, poco después de completarse la OPA de
Ipic sobre el cien por cien del capital social de Cepsa, cuando fue designado
director general de Operaciones y, en enero de 2012, nombrado miembro
del Consejo de Administración.
Miró ha estado presente en muchos frentes de batalla, siendo uno de los
más importantes la toma de control de la compañía por parte del Fondo de
Inversión Internacional Petroleum Investment Company (Ipic) de Abu
Dhabi.
Pese a que la compañía española ya llevaba a cabo desde hace años
actividades de exploración y producción en diversos países -Colombia,
Perú, Argelia, Brasil-, la salida de la francesa Total en 2011 y la adquisición
de la compañía por Ipic -que antes tenía el 47,1 por ciento-, ha marcado un
antes y un después para la petrolera.
Tras su llegada en 2011, Ipic lanzó un nuevo plan estratégico (2012-2016)
que reenfocó el futuro de Cepsa en torno a dos objetivos clave: un fuerte
crecimiento en exploración y producción (upstream) y la expansión
ACTUALIDAD
Cambios en las
empresas francesas
■ Areva
Luc Oursel, presidente de Areva, ha sido
sustituido en el cargo por Philippe
Knoche, director general delegado del
Grupo, debido a motivos de salud.
■ GDF Suez
El próximo 12 de noviembre, Isabelle
Kocher podría convertirse en la nueva
presidenta de la multinacional francesa
GDF Suez en sustitución de JeanFrançois Cirelli. Casada y con cinco hijos,
Kocher lleva 12 años en la compañía
ocupando varios puestos de
responsabilidad. Desde 2011 es directora
financiera de GDF Suez.
■ EDF
El 21 de noviembre, la asamblea del
Grupo EDF ratificará el nombramiento de
Jean-Bernard Lévy, actual presidente de
Thales, como nuevo presidente de EDF
en sustitución de Henri Proglio.
■ Total
El reciente fallecimiento en accidente
aéreo del presidente y director general de
la petrolera Total, Christophe de Margerie,
ha llevado al nombramiento provisional
de dos personas de la compañía para que
le sustituyan en el cargo. Se trata de
Patrick Pouyanné, que pasa a ser el
nuevo director general y de Thierry
Desmarest, actual presidente del Consejo
de Administración.
Energía
internacional del área petroquímica, además de una mayor eficiencia en
refino.
Uno de los hitos más recientes que ha causado una gran satisfacción en
la compañía ha sido el comienzo de la producción de petróleo en Perú, un
hecho que Miró no ha dudado en calificar como un acontecimiento “de gran
trascendencia para Cepsa, en línea con nuestra estrategia de expansión en
Perú”. Las pruebas iniciales realizadas en el pozo de Los Ángeles-IX, al este
de Lima, han sido suficientemente alentadoras como para llevar a cabo las
de larga duración. De hecho, la puesta en producción se ha realizado en un
corto plazo de tiempo y la compañía ya ha dado los primeros pasos para la
comercialización de este petróleo de alta calidad.
Repsol también ha decidido remodelar la estructura de su equipo directivo
con el objetivo de liderar los nuevos retos y oportunidades de la compañía,
en la que destaca el nombramiento como consejero delegado del Grupo de
Josu Jon Imaz el pasado mes de abril.
El propio presidente de la compañía, Antonio Brufau, era el primero en
alabar la gran valía de Imaz, al que ha calificado de “gran profesional, con
un brillante desempeño en Repsol y que por sus capacidades técnicas y
humanas, juventud e identificación con la compañía, resulta el consejero
delegado más adecuado para impulsar su futuro”.
Imaz tiene ante sí una gran tarea: elaborar el plan estratégico de la
compañía para el periodo 2015-2019 que, previsiblemente, dará a conocer
en el primer trimestre de 2015 coincidiendo con la presentación de
resultados de 2014.
La petrolera tiene que afrontar durante los próximos años un futuro muy
diferente al actual, ya que comenzará a recibir los frutos de sus éxitos
exploratorios de los últimos años y podrá reforzar su apuesta por la
exploración y producción con los ingresos que obtenga. Repsol tiene que
afrontar unas elevadas inversiones en el desarrollo de los bloques que ha
conseguido en África, en países como Angola, Namibia o Liberia y seguir
incrementando su dominio minero en licitaciones como la que se está
llevando a cabo en Argelia.
Imaz fue presidente del Partido Nacionalista Vasco (PNV) entre 2004 y
2007, año en el que abandonó la política. Se trasladó a Estados Unidos y
allí vivió seis meses hasta 2008, cuando fue nombrado presidente de
Petronor, filial de Repsol. Antes de su nombramiento como consejero
delegado, Imaz ostentó el cargo de director general del Área Industrial y
Nuevas Energías.
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España
2013
Great Place to Work en 2011, 2012 y
2013 como una de las mejores empresas
para trabajar en España
10
Energía
NACIONAL
LSolé presenta en
‘Expobiomasa’ sus
nuevos productos
Acciona premiada
por su lucha contra
el cambio climático
Schneider mejora
el centro de datos
de un hospital
Volkswagen lanza
los premios
‘Think Blue’
Circutor colabora
en el proyecto
‘Didsolit-PB’
LSolé ha estado presente
en la feria Expobiomasa
celebrada en Valladolid
para presentar algunas de
sus novedades. Entre ellas
destaca el nuevo modelo
de horno -GS series- capaz
de generar energía térmica
en forma de gases tratados
o aire caliente para
aplicaciones de secado
industrial. Este equipo, con
potencias que van desde 1
a 20 megavatios, es válido,
por ejemplo, para el secado
del triturado de madera
destinado a la fabricación
de pellet.
La organización
internacional CDP ha
entregado a Acciona el
premio CDP Climate
Performance Leadership
por ser la compañía
energética del mundo con
menores emisiones de
gases de efecto invernadero
en relación con su
facturación. Acciona
también ha obtenido un 99
en el CDP Iberia 125
Climate Disclosure
Leadership Index, índice de
transparencia en el que ha
logrado la máxima
calificación de su historia.
El Hospital Germans Trias i
Pujol, ubicado en la
localidad catalana de
Badalona, se ha enfrentado
a lo largo de los últimos
años a un crecimiento
progresivo de su volumen
de pacientes, necesidades
y servicios prestados. El
centro de datos (CPD) del
hospital se ha visto forzado
a crecer, y ha optado por la
solución InfraStruxure de
Schneider Electric, un
sistema abierto con una
arquitectura a medida que
ofrece alta disponibilidad y
ahorros energéticos.
Volkswagen confirma su
apuesta por el fomento de
la movilidad sostenible con
el lanzamiento de los I
Premios Think Blue, unos
galardones concebidos
para reconocer aquellas
personas, grupos de trabajo
e instituciones cuyas ideas
y proyectos afronten el reto
de la movilidad desde la
innovación, el uso de las
energías renovables y la
sostenibilidad. Las
candidaturas podrán
presentarse hasta el 31 de
marzo de 2015, rellenando
un formulario en la web.
Circutor ha participado en la
formación del personal
responsable del
mantenimiento del proyecto
internacional Didsolit-PB,
un proyecto de ámbito
público-privado y
cooperativo, cuyo objetivo
es promover e implementar
tecnologías innovadoras,
así como la transferencia
de know-how, en el campo
de los sistemas de energía
solar a pequeña escala,
que se integrarán en
edificios públicos en países
de la Cuenca del
Mediterráneo.
11
Energía
INTERNACIONAL
Sener abre una
nueva oficina en
Reino Unido
Solarpack inaugura
su mayor planta
solar en Sudamérica
Gamesa vende un
parque eólico de
74 MW en México
El sector nuclear
español lleva su
tecnología a París
Blackstone crea
la compañía Onyx
Renewable
El grupo de ingeniería y
tecnología Sener ha
abierto una división de
Ingeniería y Construcción
en Manchester para
reforzar su presencia en el
Reino Unido, donde ya
cuenta con centros de
trabajo y mantiene una
estrecha colaboración con
Rolls-Royce, desde hace
25 años, a través de la
compañía ITP. La nueva
oficina prestará el apoyo
necesario en el desarrollo y
evolución de proyectos ya
en curso y en el impulso de
otros de distintos sectores.
La compañía española
Solarpack ha inaugurado
en Chile la planta Pozo
Almonte Solar, de 25
megavatios de potencia. Se
trata del cuarto proyecto
solar instalado en
Sudámerica y el de mayor
envergadura hasta la fecha.
Ubicada en la región de
Tarapacá, la instalación
aportará el 13 por ciento de
la demanda eléctrica de la
compañía minera Doña
Inés de Collahuasi,
generará 60.000 MWh y
evitará la emisión anual de
50.000 toneladas de CO2.
Gamesa ha entregado a la
compañía Grupo México un
parque eólico de 74
megavatios ubicado en el
estado de Oaxaca. La
instalación está compuesta
por un total de 37
aerogeneradores G80-2.0
MW, que generarán la
energía necesaria para
abastecer a unos 7.500
hogares al año, lo que
representa cerca del 4 por
ciento de la capacidad
eólica instalada del país.
El proyecto se puso en
marcha en el primer
trimestre de este año.
Apoyadas por el Icex y
reunidas en un stand
conjunto, empresas
nucleares como Tecnatom,
Gas Natural Fenosa
Engineering, Empresarios
Agrupados, Ensa y
Técnicas Reunidas, junto
con Foro Nuclear, han
estado presentes en el I
Salón Internacional de la
Energía Nuclear celebrado
en París recientemente,
donde han mostrado su
tecnología, servicios,
capacidades, productos y
su participación en el
desarrollo nuclear mundial.
La firma de inversión
Blackstone ha anunciado
recientemente que se
asociará con Matthew
Rosenblum, fundador y
presidente de Solops, para
crear Onyx Renewable
Partners con el objetivo de
desarrollar, financiar,
construir y operar proyectos
de energía eólica y solar en
América del Norte. Onyx
aprovechará la amplia
experiencia de Blackstone,
que suma más de 25
billones de dólares en
proyectos en los últimos
diez años.
Energía
OPINIÓN
12
Temas pendientes en
la agenda de la Reforma
Loreto Ordóñez
Consejera delegada de GDF
Suez Energía España
No debemos dar
‘carpetazo’ a la
Reforma del sector sin
abordar temas de gran
calado, como la
liberalización real del
precio del kilovatio
para que sea clara,
transparente y
relacionada sólo con
términos energéticos
ematado a principios del pasado verano el
recorte de primas a las tecnologías renovables
y puestas las bases para la solución de un
incipiente déficit en el sector gasista, el ímpetu
reformista del Gobierno en materia energética
parece haberse frenado.
Hay diversas intervenciones en prensa y comentarios del
entorno del Ministerio y de los principales actores del sector,
que parecen transmitir cierto ambiente de trabajo acabado, a
falta de detalles y cuestiones de matiz o muy técnicas, en lo
referente al asunto de la Reforma.
Si bien hay que destacar y valorar los esfuerzos realizados
por el equipo del ministro Soria en lo referente a atajar el
déficit de tarifa eléctrico, no hay que olvidar que toda la
reforma ha estado pivotada en la reducción de costes del
sistema y su buen equilibrio con los ingresos, lo que
contribuye poco a resolver los problemas estructurales y de
diseño de los que adolece desde hace mucho tiempo nuestro
país en esta materia.
El éxito de la gestión del Gobierno en todo este asunto, a
poco más de un año del cierre de la legislatura, no debería
medirse exclusivamente por la solución buscada para un
R
problema muy concreto, aunque muy grave por su magnitud y
tamaño, como es el del déficit. Por tanto, no debiera darse
carpetazo sin más a la Reforma del sector sin abordar otros
temas de gran calado que, de ser tratados adecuadamente, sí
asegurarían el éxito de un proceso que lleva abierto ya casi
tres años.
En primer lugar, es necesario apostar, de una vez por todas
y sin complejos, por una liberalización real y concreta del
precio del kilovatio. Real en tanto a que las tarifas a
consumidores domésticos, ahora ya precios voluntarios al
pequeño consumidor, se limiten a cubrir exclusivamente a los
colectivos más desfavorecidos. Hay que evitar que el
esquema escogido sirva de refugio a los consumidores de
cara al proceso liberalizador, o que los mecanismos elegidos
hagan cada vez más complejo al consumidor de a pie
entender qué es el precio eléctrico y cómo y cuánto paga por
la energía que consume.
En segundo lugar, y en esta misma línea, es necesario que
esa liberalización sea plena, entendida esa plenitud en cuanto
a que el sumatorio de los euros por kilovatio hora que
pagamos todos los consumidores de luz sea claro,
transparente y relacionado con términos exclusivamente
13
energéticos -esto es costes de producción, de transporte y
distribución de la energía, más los márgenes comerciales
debidos y los impuestos adecuados a esas actividades-.
Los costes del sistema que soporta el usuario final del
producto eléctrico siguen incluyendo conceptos que nada
tienen que ver con el hecho de que este consuma más o
menos energía, o tasas e impuestos de muy diverso origen y
en ocasiones nada relacionados con dicho producto, y que
elevan el precio final del mismo.
Adicionalmente, y en coherencia con todos lo expuesto, es
fundamental tomar medidas que fomenten la eficiencia, como
centro del modelo regulatorio buscado. Esto es, que se
definan normas que permitan una optimización efectiva de los
costes de nuestras actividades.
El consumidor, que es cada vez más activo, más
protagonista y, en síntesis, más eficiente, espera normativas y
agentes del mercado igual de eficientes. A nadie se le escapa
que la mayor eficiencia en términos de sostenibilidad técnica,
económica y medioambiental se obtiene a través de la puesta
en máximo valor de todas las inversiones actuales ya
realizadas, cualquiera que sea la tecnología de generación.
Según lo anterior, en un contexto de sobrecapacidad y de
enorme estancamiento en el crecimiento de la demanda,
debiera ser prioritario para el regulador incentivar el rol de
todas y cada una de las plantas ya existentes, frente a
medidas que impliquen mucha menor eficiencia, si estas
limitan de manera severa la creación de valor que puede y
debe aportar el parque generador ya existente.
Más en concreto, es fundamental que existan de manera
Energía
OPINIÓN
clara y bien definida en el corto, medio y largo plazo
mecanismos de pagos por capacidad e incentivos a la
disponibilidad, en el formato que el regulador considere óptimo
para el sistema, que garanticen la seguridad del suministro y
el rol de los ciclos combinados como tecnología de la
generación fundamental para respaldar la producción eólica o
solar.
Sólo atendiendo a las prioridades que he citado, se
conseguirán crear las bases para hacer que nuestro modelo
de sector energético sea sostenible, desde un punto de vista
de país.
Una normativa regulatoria coherente, efectiva y sensata,
que tenga en cuenta a todos los agentes del sector y que
ponga al cliente en el centro del negocio -en términos de
variedad e innovación de productos y servicios, claridad y
sencillez en el acceso a la información y competitividad en
precios y en medios de producción- es esencial para poder
medir con perspectiva global el éxito del periodo reformista
que atravesamos.
Sin duda alguna, un diálogo transparente, sincero y claro
entre todas las partes afectadas de manera que se actúe con
la precisión de un cirujano, atacando realmente la raíz de los
problemas estructurales pendientes de solución y poniendo
soluciones adecuadas al reto que afrontamos, es pieza
fundamental para dicho éxito.
El propio sector sabe mejor que nadie cuáles son los
desafíos a los que debe hacer frente y, por ello, no se le puede
obviar en cualquier debate reformista. Tiempo hay por delante
en lo que queda de legislatura para ocuparse de ello.
Loreto Ordóñez
Consejera delegada de GDF
Suez Energía España
Una normativa
regulatoria coherente,
efectiva y sensata, que
tenga en cuenta a todos
los agentes del sector y
que ponga al cliente en
el centro del negocio, es
esencial para poder
medir con perspectiva
global el éxito del
periodo reformista
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15
ELECTRICIDAD
Energía
EL AUMENTO DE HORAS
PUNTA SUBE EL COSTE DE
LA LUZ A LA INDUSTRIA
Según la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución, los
consumidores domésticos pagarán lo mismo independientemente de la hora en que
realicen el consumo y las grandes empresas con gran consumo de energía tendrán
que adaptar su producción debido al nuevo calendario planteado
CONCHA RASO
EE
16
l pasado 19 de julio, el Boletín Oficial del Estado (BOE)
publicaba la Circular 3/2014 de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia (CNMC) por la que se establece
la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y
distribución de electricidad.
Con esta circular culmina la transposición a la normativa española de uno
de los aspectos clave de la Directiva de Electricidad de 2009: la
obligatoriedad de que sean “los reguladores los que fijen o aprueben, de
acuerdo con criterios transparentes, los peajes de acceso a las redes
eléctricas o las metodologías para su cálculo”.
En este caso, la metodología de la CNMC no evalúa los costes de
transporte y distribución, sino que establece un procedimiento matemático
para distribuirlos entre la potencia y energía demandadas en función de la
tensión de alimentación y los diferentes periodos horarios a partir de unos
valores absolutos determinados por el Ministerio.
Aunque la circular fue publicada en verano, no ha pasado desapercibida.
Y a pesar del número de detractores que le han ido saliendo, lo cierto es
que, en general, ha sido bien acogida al tratarse de la primera metodología
pública donde queda definido el reparto de los costes de acceso entre los
consumidores.
En líneas generales, la metodología está basada en una serie de cálculos
sobre cómo se tienen que pagar las redes y la CNMC llega a la conclusión
de que el principal inductor de coste en las redes es el consumo en punta.
Esto quiere decir que se asignan más costes a las horas donde hay más
demanda y menos costes a las horas en los que la demanda es menor y
que afecta a pequeños consumidores, pymes y grandes empresas.
ELECTRICIDAD
Energía
E
Empresas con gran consumo de energía
Uno de los aspectos que más preocupa a las empresas con gran consumo
de energía es el nuevo calendario planteado, ya que modificaría el número
de horas de los distintos periodos de la Tarifa 6, a la que están acogidos,
donde cada una tiene un precio en función del periodo horario. En este caso
se reducen las horas de los periodos 5 y 6 (valle), es decir, las más baratas,
y se incrementan las horas del periodo 1 (punta), las más caras.
“Las cifras son preocupantes”, nos comenta Fernando Soto, director
general de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía
(Aege). “Solo por el cambio de períodos estaríamos hablando de
incrementos de peajes que irían del 3,8 al 6,1 por ciento en función de si
La metodología de
la CNMC reduce los
costes en las horas
de menor demanda y
los sube en las horas
donde la demanda
es mayor
eres un consumidor plano o modular lo que, traducido a cifras, estaría entre
los 0,3 y los 0,9 euros por megavatio hora”.
“Pero el cambio de calendario no afecta sólo a los peajes de acceso,
-explica Soto-, también al término de pago por capacidad y aquí estaríamos
hablando de incrementos de entre el 13 y el 17 por ciento que, traducido,
estaría entre los 0,17 y los 0,38 euros por megavatio hora”.
En opinión del director general de Aege, “en el caso de que el Gobierno
decidiera aplicar esta metodología sin modificar los precios, debería fijar un
periodo transitorio lo más amplio posible y, evidentemente, el efecto
económico debería ser neutro, es decir, donde aumente el número de horas
bajar un poco el precio para no perjudicar a las industrias, porque
cambiando el calendario lo que se estaría haciendo es una subida
encubierta de peajes y de pagos por capacidad por un total de entre 0,47 y
1,21 euros por megavatio hora”.
Soto quiere recordar que hay un número importante de empresas que
han invertido mucho en sobrecapacidad para poder trabajar muchas horas
de noche en el periodo valle o los fines de semana “y si ahora les reduces
un 7 por ciento en periodo 6 y un 33 por ciento en periodo 5, que totalizan
17
unas 670 horas, afectaría a la organización del trabajo y se verían obligadas
a replantearse los turnos, un asunto que, a priori, podría parecer sencillo,
pero que tiene otros agravantes, aparte del económico, como el de tener
que volver a negociar los diferentes convenios firmados con los sindicatos,
algo que no se soluciona de un día para otro”.
“Nosotros -explica el representante de Aege- ya hemos hecho nuestros
cálculos con los resultados que te he comentado y se los hemos hecho
llegar al Ministerio. Ahora toca esperar a la próxima revisión de peajes, que
previsiblemente será a finales de año, para conocer la decisión del Gobierno
en cuanto a los precios”.
“Queremos creer que el Gobierno nos va a tener en cuenta, dada su
apuesta por mejorar la competitividad de los costes energéticos a la
industria y que va a madurar suficientemente esta cuestión y que, en el caso
de que se aplicara este nuevo calendario, se va a plantear un periodo
transitorio amplio para que la industria se pueda adaptar”.
Energía
ELECTRICIDAD
Congelación
de peajes y
autoconsumo
■ En una entrevista publicada
recientemente en ‘elEconomista’, el
secretario de Estado de Energía,
Alberto Nadal, aseguraba que,
“aunque todavía no hemos hecho la
orden de peajes, lo más probable
es que propongamos una
congelación de la parte regulada
del recibo de la luz -que es la
parte que depende del Gobierno-,
ya que hemos ajustado los costes
del sistema y controlado el déficit.
Pequeño consumidor
La parte del precio de la energía
En la otra parte de la balanza se encuentra el pequeño consumidor,
condenado a ser uno de los grandes damnificados ante cualquier cambio
regulatorio en cualquier sector.
Según la metodología y teniendo en cuenta que el consumidor doméstico
no tiene, como le sucede a las grandes empresas, diferentes periodos
tarifarios en los que basar su consumo, sino que todo lo tiene centralizado
en uno solo, paga lo mismo en unas horas que en otras,
independientemente de que realice su consumo en horas punta o valle. La
única excepción es la de los consumidores con tarifa de discriminación
horaria -la antigua tarifa nocturna-, donde existen dos precios.
Según Jorge Morales de Labra, director general de GeoAtlanter y
miembro de la junta directiva de la sección fotovoltaica de Appa, “esta
metodología pone todo el coste en una serie de horas muy determinadas,
de tal manera que mientras que el industrial tiene alguna forma de gestionar
su consumo en esas horas -aunque tampoco le resulte fácil-, el doméstico
no tiene ninguna forma de hacerlo, lo tiene todo socializado, y paga un solo
peaje por todas las horas del año con independencia de que esa hora sea
de altísimo consumo o sea una hora valle”.
“La inmensa mayoría del peaje que pagan los cerca de 28 millones de
consumidores domésticos en el recibo se debe al consumo de unas pocas
horas al año -explica Morales de Labra- concretamente de 6, que son
dependerá del mercado”.
■ Con respecto al autoconsumo,
Nadal explicó que “se pueden
poner placas para autoconsumir
cuando se quiera, pero eso no exime
del pago de la parte del peaje que
corresponde al consumo, porque
del peaje se paga una parte en
función de la potencia
instalada y otra parte en
función del consumo”.
Sobre este asunto, la
CNMC ha propuesto al
Ministerio “el
inmediato desarrollo
normativo de un RD que
regule las condiciones
administrativas, técnicas y
económicas del autoconsumo
de energía eléctrica”.
aquellas de máxima demanda del sistema en cada uno de los
seis períodos tarifarios en los que se divide. Pero como el
consumidor doméstico no sabe cuáles son esas horas, no tiene
opción de poder gestionar su consumo durante ese periodo
horario. Una opción que, por otra parte, es verdad que sería difícil
de llevar a cabo, pero al menos sería una opción”.
Según esta metodología, “todos los consumidores
conectados a la red de Baja Tensión -domésticos,
oficinas y pequeñas industrias-, tendrán que asumir el
73 por ciento de los costes de redes, cuando su
cuota en energía consumida no alcanza el 50 por
ciento del total”, señala el director general de
Geoatlanter.
¿Y por qué sucede esto? Pues porque se parte
de la idea de que la red se diseña para momentos
de máxima demanda y lo que se hace es repartir
sus costes en proporción a la potencia contratada
por cada consumidor. Al entenderse que estos
costes son fijos se incluyen en el término de
potencia, cargándose en la parte fija del recibo de
la luz, que es la de la potencia contratada,
independientemente del mayor o menor consumo
que el consumidor haga.
“Ahora todos los que están en el mismo nivel de
tensión van a pagar los mismos peajes en
función de la potencia, de ahí que haya algunas
tarifas que hayan desaparecido o se hayan
incluido en otras”, argumenta Morales.
De todas formas, “una cosa es la
metodología y otra muy distinta los
parámetros de la misma. La metodología no
puede ser invalidada por el Gobierno
porque surge como consecuencia de una
Directiva, pero todo lo que rodea a los
peajes: precios, calendario, reparto de
costes, etc, lo decide el Ejecutivo. Por tanto,
hasta que no se haga la nueva revisión de peajes,
no sabremos en qué queda esto”, sentencia Morales.
ISTOCK
18
Energía
ELECTRICIDAD
Audax crece un
140% en el primer
semestre del año
Nueva planta
solar de Opde en
Reino Unido
E.ON cuenta con
todas las normas
de distribución
Inversores
norteamericanos
compran Cleco
Alstom quiere
garantías para su
plantilla europea
Audax Energía,
comercializadora que
ocupa la novena posición
en el mercado eléctrico
nacional, ha aprovechado la
inauguración de su nueva
sede central en Badalona
para presentar los
resultados de la compañía.
Al cierre del primer
semestre, la empresa
supera los 35.000 clientes y
ha alcanzado una
facturación de 114,4
millones de euros, lo que
supone un crecimiento del
140,23% respecto al mismo
periodo del año anterior.
La multinacional Opde ha
conseguido la autorización
de una nueva planta solar
fotovoltaica de 18 MW
cerca de la localidad
inglesa de Iwade, que se
suma a la licencia
concedida para un proyecto
de 10,8 MW en en el
condado de Somerset.
Estas plantas, junto a otras
de inminente construcción y
las que ya se han puesto en
marcha, permitirán a Opde
completar el objetivo de
conexión de 100
megavatios en Reino Unido
antes de marzo de 2015.
E.ON ha obtenido la
aprobación oficial de sus
normas técnicas de alta y
media tensión por parte del
Ministerio de Industria tras
un riguroso análisis por
parte del Laboratorio
Central Oficial de
Electrotecnia. Esto supone
un hito para la compañía y
para el sector, ya que la
energética se convierte, de
esta forma, en la única
distribuidora de electricidad
en España que cuenta con
la totalidad de las normas
para sus activos de red
aprobadas.
La compañía Cleco
Corporation, propietaria de
Cleco Power LLC, ha
anunciado que ha entrado a
formar parte de un acuerdo
definitivo para ser adquirida
por un grupo de inversores
norteamericanos por 4,7
billones de dólares,
incluidos 1,3 billones de
deuda asumida, entre los
que se encuentran
Macquarie Infrastructure
and Real Assets (Mira),
British Columbia Investment
Management Corporation
(bcIMC), junto con John
Hancock Financial.
El comité de empresa
europeo de Alstom, en el
que están representados
los trabajadores de los
centros que la multinacional
francesa tiene en Europa,
ha redactado una
resolución en la que exige
seguridad para la plantilla.
Los sindicatos, entre los
que se encuentra CCOO,
reclaman el compromiso de
que se mantendrá la
actividad para el personal
cuando General Electric se
haga con los negocios de
producción y distribución de
energía de Alstom.
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20
Energía
ELECTRICIDAD
REE APUESTA POR UN NUEVO
MODELO ENERGÉTICO EN CANARIAS
Red Eléctrica de España invertirá más de 800 millones de euros en la construcción de nuevas
infraestructuras en Canarias que mejorarán la eficiencia de los sistemas eléctricos insulares
CONCHA RASO
REUTERS
a estrecha relacion de Red Eléctrica de España con Canarias
comienza en el año 2010 con la adquisición a Endesa de la red
de transporte de las Islas. Desde entonces, la eléctrica ha ido
realizando grandes esfuerzos para adecuar las instalaciones de la
red de transporte a los estándares de calidad de la compañía,
resolver las carencias de la propia red e integrar estos activos en los
sistemas de control de REE .
Así nace el Proyecto de Mejora de Activos de Red (MAR 2011-2015) que,
con un presupuesto de 150 millones de euros, ya ha acometido el 43 por
ciento de las actuaciones previstas, en cuya ejecución REE ha invertido un
total de 64 millones de euros más 26 millones del plan de mantenimiento. En
total, desde 2011, la compañía ha invertido 90 millones de euros para mejorar
las infraestructuras eléctricas de las Islas gracias a los que se ha conseguido
disminuir notablemente el tiempo medio que dura una interrupción del
suministro eléctrico.
En el marco de este proyecto, REE concluía en septiembre las obras de
ampliación y mejora de la subetación de San Mateo 66 kV con las que se
refuerza el anillo eléctrico del norte de Gran Canaria e iniciaba a principios de
octubre, también en Gran Canaria, la primera fase de los trabajos de
sustitución de once apoyos que comparten las líneas de 66 kV Jinámar-Telde
y Jinámar-Marzagán. En el sur de Lanzarote también se ha concluido la
sustitución de 10 apoyos de la línea de 66 kV Mácher-Playa Blanca.
Pero la actuación de REE no termina aquí. El pasado mes de julio, el
presidente de Red Eléctrica, José Folgado, presentaba en Canarias los
planes de inversión que la compañía tiene previsto realizar en las Islas
durante los próximos tres años.
Con el objetivo de conseguir un nuevo modelo energético basado en los
principios de seguridad de suministro, competitividad y sostenibilidad, Red
Eléctrica invertirá más de 800 millones de euros (801,4 millones) en el
sistema eléctrico de las Islas Canarias -redes eléctricas, subestaciones y
cables submarinos-.
La inversión en nuevas infraestructuras, que permitirá la evacuación de la
generación de los futuros parques eólicos y mejorará la eficiencia de los
sistemas eléctricos insulares, así como el mallado de la red de transporte, se
realizarán en cumplimiento de la planificación de inversiones eléctricas
aprobada por el Gobierno.
De la cifra total, 489,4 millones se invertirán en nuevos proyectos
aprobados y publicados el pasado 1 de julio, en el Boletín Oficial del Estado
L
21
Energía
ELECTRICIDAD
Parque eólico. EFE
ejecución del nuevo circuito de 132 kilovoltios entre Puerto del Rosario y la
Oliva, instalaciones que aportarán puntos de conexión y evacuación
suficiente para los futuros parques eólicos y que garantizarán el suministro
eléctrico en la zona norte de esta isla al posibilitar el refuerzo de su conexión
con Lanzarote.
Finalmente, en Tenerife, se construirán tres nuevas subestaciones en la
zona de Granadilla y Arico (Abona, Poris y Chío) y se llevará a cabo la
ejecución de las líneas que conectarán estas subestaciones con la red de
transporte existente, necesarias para la evacuación de generación de origen
renovable y para la ejecución del enlace submarino de Tenerife con la
Gomera, que reforzará de forma muy notable el sistema eléctrico de esta
última isla.
Actuaciones por importe de 312 millones de euros
(BOE), entre los que destacan la ejecución de la interconexión entre La
Gomera y Tenerife y el refuerzo de la interconexión entre Fuerteventura y
Lanzarote con un nuevo enlace submarino entre estas islas.
En el caso de Gran Canaria, REE tiene prevista la ejecución de cuatro
nuevas subestaciones de 66 kilovoltios -Nuevo Barranco Seco, Arinaga,
Agüimes y El Escobar, junto a Carrizal- y la ampliación de otras cuatro
-Cinsa, Aldea Blanca, Guía y Muelle Grande-, así como las líneas asociadas,
que dotarán de puntos de conexión a los futuros parques eólicos y
garantizarán y reforzarán la garantía y seguridad de suministro en la zona
norte de la isla.
En Lanzarote se construirán cuatro nuevas subestaciones -Tías,
Callejones, Playa Blanca y Haría- y se ejecutará el DC 132 kV Tías-Playa
Blanca, tanto para la evacuación de régimen especial como para reforzar el
mallado de la red de transporte.
En Fuerteventura también está prevista la construcción de cuatro nuevas
subestaciones -La Oliva, Puerto del Rosario, Jare y Cañada de la Barca- y la
REE prevé invertir
800 millones de
euros en Canarias
durante los próximos
tres años
Además de en estas actuaciones, REE invertirá un total de 312 millones de
euros en otros proyectos no iniciados aún y que están incluidos en el
Programa Extraordinario aprobado en diciembre de 2012 con el objetivo de
tener una red mucho más robusta y facilitar su mantenimiento.
En la isla de Gran Canaria está prevista la construcción de la nueva
subestación de Sabinal, que resolverá el problema de concentración de la
subestación de Jinámar, mejorando la seguridad y garantía de suministro de
la zona norte y metropolitana de la isla.
En Fuerteventura, Red Eléctrica tiene en tramitación el refuerzo de la red
de transporte en el sur de la isla, una zona en la que se concentra el mayor
núcleo turístico y que supone el 40 por ciento de la demanda eléctrica insular.
Actualmente el suministro de la zona sur depende de una sola línea de 66
kilovoltios de unos 75 kilómetros de longitud.
En Tenerife se encuentra en tramitación la nueva subestación de Caletillas
y dos líneas de 220 kilovoltios (Candelaria-Caletillas y Caletillas-El Rosario),
se repotenciará a 220 kilovoltios la línea Buenos Aires-Candelaria y se
construirán las subestaciones de El Rosario y Buenos Aires y una línea de 66
kilovoltios entre El Rosario y Geneto.
Recientemente, la compañía ha iniciado la construcción de la nueva
subestación de Santa Águeda 220/66 kV y la línea 220 kV de conexión a la
red, así como la construcción de la subestación de los Realejos y sus líneas
de conexión en Tenerife.
La red de transporte eléctrico de Canarias está compuesta por 1.292
kilómetros de líneas y 50 subestaciones.
22
Energía
ELECTRICIDAD
ENUSA CEDE POSICIONES EN EL
NEGOCIO DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR
La empresa pública española ha pagado los platos rotos del apagón nuclear y, a partir de 2016,
tendrá que reducir su producción de 350 a 300 toneladas
RAFAEL DANIEL
ENUSA
as réplicas del terremoto que provocó el accidente de la central
japonesa de Fukushima han llegado al negocio del combustible
nuclear en Europa. El cierre de los reactores alemanes que Angela
Merkel decretó en mayo de 2011 tras el siniestro japonés ha
disparado la competencia en un mercado que se va a achicar de
forma notable en los próximos años. La consecuencia ha sido la pérdida de
posiciones del operador español, Enusa que, a partir de 2016, tendrá que reducir
de 350 a 300 toneladas su producción.
La empresa pública española, que curiosamente no suministraba a ninguna
central alemana, ha pagado de forma indirecta los platos rotos que el apagón
nuclear germano iba a provocar, a priori, en Areva, con una de las dos fábricas de
combustible que posee en ese país. El gigante francés ha querido cubrir con
nuevos contratos la pérdida del negocio en Alemania y ha apostado por una
mayor agresividad en los precios y, junto a otro de los grandes -Westinghouse-,
ha desplazado a Enusa en la última oleada de adjudicaciones.
Los concursos para el suministro de combustible nuclear se suelen extender
durante cuatro o cinco años, en los que se realizan tres o cuatro recargas. En
2008 tuvo lugar el último y durante este año tocaba renovarlos para que entren
en vigor a partir de 2016.
La propietaria de la fábrica de combustible nuclear situada en la localidad
salmantina de Juzbado reconoce que la puja se ha saldado con un resultado
negativo. Así, en Suecia, donde la compañía española optaba al suministro de 10
reactores no ha conseguido ninguno por lo que no renovará el contrato que ya
tenía de tres reactores de la eléctrica Vattenfall y los dos de OKG. En Bélgica, la
oferta inicialmente había salido para cinco de los siete que hay -Doel 1 y 2
pararán al alcanzar los 40 años de operación-. Finalmente sólo se han adjudicado
tres porque hay otros dos con problemas en la vasija. Ahí la compañía ha
renovado el contrato con los dos que tenía, los más grandes de los que operan.
En los dos pendientes no existen demasiadas expectativas de triunfo.
En Finlandia, país en el que en 2008 quedaron fuera de los dos reactores
existentes, tampoco ha habido suerte en esta ocasión, aunque en la memoria sí
hay suministro a través de Genusa. La cara amable la ofrece Francia. En ese
país se trataba de un contrato negociado, que culminaba a finales de 2014, y en
el que han renovado en su alianza con Westinghouse -EFG-. Se trata de un
acuerdo que da mucha estabilidad a la compañía porque se extiende hasta 2024
y que supondrá aportar 100 toneladas al año -lo mismo que el parque nuclear
español-. En Alemania, también han ganado un contrato para el suministro de
una central que tiene dos reactores que pararán en 2017 y 2021.
L
23
Enusa fabrica combustible para los reactores de agua a presión (PWR) en
alianza con Westinghouse dentro del European Fuel Group para abastecer a las
centrales europeas. El principal competidor es Areva.
En los reactores de agua en ebullición (BWR) la compañía que preside José
Luis González trabaja con General Electric -GNF- a través de la sociedad
Genusa y, además de verse las caras con el operador francés, compite también
con Westinghouse, su socio en la otra tecnología.
En el primer caso en los reactores de agua a presión (PWR) la compañía ha
mantenido el tipo e incluso gana estabilidad gracias al contrato francés y a la
renovación de Bélgica, mientras en la tecnología de agua en ebullición (BWR)
Enusa ha perdido frente a sus dos otros competidores, que se han repartido el
pastel. El resultado es que la producción de la fábrica de Juzbado pasará de las
350 toneladas anuales a las 300, rompiendo así una racha creciente en el que
año a año se han batido récords.
Desde la compañía participada por la Sepi se reconoce que la reducción del
mercado alemán ha hecho que Areva haya hecho ofertas muy agresivas a las
que no podían llegar. “Para garantizar que fabricas con calidad, con seguridad,
necesitas unas inversiones para mantener tus instalaciones en un estado que no
te permite bajar los precios a cualquier nivel”. Enusa asegura que muchos
operadores no tienen demasiado en cuenta el precio del combustible a la hora
de contratar los suministros, “pero otros sí” yAreva, con una fábrica medio vacía
en Alemania, ha optado por tensionar el mercado.
“Del precio total del combustible, lo que nosotros hacemos representa sólo un
20 por ciento y el otro 80 por ciento es el coste del uranio. Y dentro de los costes
de una central, el combustible solo es un 20 por ciento, por lo que al final éste
sólo supone un 4 ó un 5 por ciento y hacer un esfuerzo muy grande no
repercute tanto. No hay mucho margen de maniobra para poder bajar. No
creemos que tirar los precios sea la solución ni que sea la estrategia acertada”,
afirman.
Enusa reconoce que en la tecnología BWR, “el mercado nos ha mandado un
mensaje: o hacemos algo con el producto o algo con el precio para poder entrar
en las próximas ofertas”. De hecho la compañía ya está en habla con su socio
norteamericano para ver cómo reorientan la situación, porque Areva está en una
posición mejor y Westinghouse está consolidada.
“No tenemos ninguna intención de quedarnos fuera. Tenemos un producto
que hay que mejorar, analizar nuestra estructura de costes tanto nuestro socio
como nosotros para ver cómo podemos ser competitivos en precio. Pero
fundamentalmente en producto, en cómo se comporta, y quizá el nuestro se ha
ELECTRICIDAD
Energía
ENUSA
Tecnologías más
usadas: reactores
nucleares PWR y BWR
■ Tanto el reactor de agua a presión
PWR como el reactor de agua en
ebullición BWR utilizan uranio
enriquecido en forma de óxido como
combustible y el agua como refrigerante
y moderador. El primero, el más utilizado
en todo el mundo, se encuentra en las
centrales de Ascó y Almaraz, entre otras;
el segundo en Garoña y Cofrentes.
quedado un poco atrás en relación al de nuestra competencia en los reactores
en ebullición. Ya hay un desarrollo en marcha y tenemos que poner más medios
para acelerarlo”.
En España, la situación es envidiable. El pasado año, la compañía firmó un
contrato a medio plazo hasta el año 2021 con los tres operadores eléctricos
españoles. En Garoña, que utiliza un reactor de ebullición, están a la espera de
que el Gobierno y los propietarios decidan ponerla en marcha para suministrar al
año que viene. En el caso de Cofrentes, el otro de ebullición, tienen un contrato
hasta 2015 y están a la espera de que salga el concurso.
Pendientes del contraataque a nivel europeo, la compañía afronta un futuro a
medio plazo seguro. “Con una carga de 300 toneladas estable, tenemos una
viabilidad empresarial bastante asegurada. En cuatro años estaremos en
disposición de ofertar y ganar”, afirman.
Energía
OPINIÓN
24
¿Para cuándo la Transición
Energética Española?
Domingo Jiménez
Beltrán
Presidente de la Fundación
Renovables
Lamentablemente no
ha habido ambición y
España no sólo no ha
apoyado, sino que se ha
opuesto a objetivos
ambiciosos de la Unión
Europea en materia de
Energía y Cambio
Climático para 2030
acordados el pasado
24 de octubre
stamos ante una opción estratégica de enormes
dimensiones: plantear adecuadamente el futuro
-y con ello el presente- energético es clave para
España tanto para salir antes de la crisis como,
sobre todo, hacerlo arrumbada a un futuro más
sostenible y al mismo tiempo conjurando crisis cíclicas, tanto
socio económicamente como ambientalmente.
Que el sistema energético español actual es totalmente
insostenible es evidente: alta dependencia energética -más
del 80 por ciento-, importaciones energéticas superiores a los
50.000 millones de euros al año, baja eficiencia, alta
dependencia de combustibles fósiles y elevadas emisiones y
altos precios de la energía ahora y a futuro si tenemos en
cuenta el sobrevenido déficit de tarifa eléctrica superior a los
25.000 millones de euros.
Pero parece que asomarse al futuro energético le da vértigo
al Gobierno de turno, posiblemente porque con ello se desafía
y se suelen torcer los planes de las grandes empresas
energéticas y eléctricas que son las que realmente
condicionan y con ello conforman el futuro para lo que además
cuentan en sus consejos con expresidentes y exministros.
El desarrollo de las renovables que fue ejemplar hasta
E
2008, acompañado del liderazgo español de la industria
renovable, se ha convertido, sin embargo, en todo lo contrario
a partir de la segunda legislatura socialista y con el actual
Gobierno pasando a ser el ejemplo de lo que no hay que
hacer. Pero si es extraño que España haya tirado por la borda
ese liderazgo alcanzado en renovables, lo es todavía más el
que no se haya colocado en primera línea tanto en la Hoja de
Ruta 2050 de la UE para una Economía Baja en Carbono
como en la Hoja de Ruta 2050 Energía y, sobre todo, en
propiciar una nueva Política Energética Comunitaria e incluso
una Política Energética Común (PEC) y Sostenible.
El problema es que España no sólo no ha apoyado sino que
se ha opuesto a objetivos ambiciosos de la UE en materia de
Energía y Cambio Climático para 2030, acordados en el
Consejo Europeo del pasado 24 de Octubre -reducción de
emisiones del 40 por ciento, 27 por ciento de renovables en
energía final y 30 por ciento de mejora en eficiencia
energética-, ya que nuestro país sería el más beneficiado de
esa PEC. Lamentablemente no ha habido ambición, como le
pedíamos en un documento reciente desde la Fundación
Renovables, sino un compromiso de mínimos.
¿Es tanto el lastre del pasado? ¿Pesan tanto los intereses
25
del oligopolio energético y eléctrico español para no sólo
estropearnos el presente sino además negarnos un futuro
especialmente prometedor para España en puros términos
económicos? ¿Cómo es posible que un país como Alemania,
con menos potencial territorial en renovables y con un sector
tecnológico al que no tiene nada que envidiar el español, que
tiene potencial en recursos como el carbón y capacidad
tecnológica en generación con combustibles fósiles y nuclear
muy superior a la española, nos ha superado ya
tremendamente en energía eólica (doble de potencia
instalada), más todavía en fotovoltaica (cinco veces de
potencia instalada con niveles de irradiación solar muy
inferiores) hasta alcanzar una generación eléctrica con
renovables de 140 teravatios hora en 2012, o sea, un 60 por
ciento del consumo español?
¿Cómo es posible que Alemania se haya alineado ya con
las Hojas de Ruta de la UE y se haya planteado un horizonte
2050 de descarbonizacion de la economía -reducción de
80/95 por ciento en Egei, 55 por ciento en 2030- y un
programa de transición energética que implica reducir su
consumo de energía primaria a la mitad en 2050, con una
participación de las renovables del 80 por ciento en la
generación eléctrica y del 60 por ciento en la energía final en
2050 (50 por ciento y 30 por ciento en 2030) y todo ello
cerrando sus últimos 4.000 megavatios en nucleares, de los
21.500 megavatios existentes en 2022? Pues lo hace
pensando que va a seguir siendo competitiva o precisamente
que va a serlo por tener estos objetivos.
¿Se equivoca Alemania o España? Está claro que España,
Energía
OPINIÓN
por no entrar y si es posible liderar el juego europeo en
energía que ahora adquiere una nueva perspectiva con el
desafío ya planteado por el presidente Juncker. Y por si
España no tenía donde mirar para saber lo que hay que hacer,
ahí tiene ahora también a la vecina y nuclearizada Francia que
acaba de lanzar su Plan de Transición Energética que
culminará en una Ley Nacional en 2015. Transición que
implica pasar de la participación de las nucleares del 75 por
ciento en la generación eléctrica hoy al 50 por ciento en 2025
y asumiendo ya como objetivos una reducción de emisiones
del 75 por ciento en 2050 y del 40 por ciento en 2030,
reducción a la mitad del consumo de energía final en 2050
sobre 2012 y una participación de las renovables en 2030 del
32 por ciento en la energía final. Y esa transición se va a
hacer admitiendo que tendrá más sentido invertir (20.00030.000 millones de euros) en eficiencia energética y en
recursos propios, renovables, que en renovar su parque
nuclear -con una edad media superior a los 30 años-.
Si hasta Francia lo hace, con muchas menos razones y más
peso del pasado que España, ¿a qué esperamos para hacer
la Transición Energética Española? Simplemente, pienso, a un
Gobierno que se atreva a hacerlo, a un Gobierno que se
decida a poner las luces largas y anteponer los intereses socio
económicos del país ahora y en el futuro a los no compatibles
del oligopolio energético y eléctrico. ¿Podemos esperar hasta
2015 o deberemos empezar a plantear ya un acuerdo de
Grenelle a la española que culmine en un Pacto de Estado por
la Energía y evitar que el Gobierno de turno acabe
secuestrado por los oligopolios?
Domingo Jiménez
Beltrán
Presidente de la Fundación
Renovables
La transición
energética española
sólo la hará un
Gobierno que se atreva
y se decida a anteponer
los intereses socio
económicos del país
ahora y en el futuro
a los no compatibles
del oligopolio
energético y eléctrico
26
RENOVABLES
Energía
ACEITE DE CAMELINA, EL CARBURANTE
IDEAL PARA EL TRANSPORTE AÉREO
La única alternativa que existe actualmente para reducir el
elevado número de emisiones contaminantes que provoca
el queroseno en la atmósfera es el uso de biocombustibles
CONCHA RASO
demás de en el transporte por carretera, el uso de los
biocombustibles también se considera un tema de especial
relevancia para el transporte aéreo, sobre todo en un
momento en el que la lucha contra el cambio climático se ha
convertido en una prioridad.
Hasta el año 2050 se prevé que el sector de la aviación crezca un 5 por
ciento al año. Este crecimiento estará directamente relacionado con un
importante aumento del tráfico aéreo como consecuencia del elevado
número de personas que, anualmente, eligen el avión como medio de
transporte: unos 3.000 millones en todo el planeta. Una cifra que podría
superar los 16.000 millones en 2050 según las estimaciones de la Asociación
Internacional de Transporte Aéreo (Iata).
Estas cifras que, a priori, suponen una buena noticia para el sector, no lo
son tanto cuando salta a la palestra que, entre otros parámetros, el aumento
A
RAMADIER
27
del número de pasajeros es directamente proporcional al aumento del
número de emisiones contaminantes en la atmósfera debido al uso del
queroseno, el combustible empleado por los aviones para volar.
Consciente de esta situación, la industria de la aviación se ha marcado
como objetivo para 2050 reducir a la mitad las emisiones de CO2 del
transporte aéreo, que hoy suponen un 3 por ciento del total de emisiones
globales. Además, teniendo en cuenta que los biocombustibles son, hoy por
hoy, la única alternativa en el consumo de combustible para aviación, este
sector está realizando importantes esfuerzos tecnológicos en el que se han
involucrado líneas aéreas, fabricantes de aviones y empresas energéticas
para conseguir un combustible que, mezclado con el queroseno, reduzca los
niveles de emisiones.
“Actualmente ya se han certificados varios tipos de biocombustibles que
son compatibles con el queroseno y que se pueden mezclar -entre un 10 y
hasta un 50 por ciento- en el sistema de suministro de combustible de las
aeronaves con total seguridad”, nos explica César Velarde, antiguo jefe del
Observatorio de la Sostenibilidad en la Aviación (Obsa).
El primer tipo utiliza una tecnología que se llama Fischer-Tropsch y que
permite utilizar residuos con materias primas -cualquier fuente de materia
orgánica-. Sin embargo no ha tenido éxito a nivel industrial y, actualmente, no
existe ninguna planta en el mundo para su producción.
El segundo, llamado Hefa, se obtiene a partir de aceites vegetales. Existen
dos plantas en Estados Unidos y otras dos en Europa -una en Finlandia y
otra en el puerto de Rotterdam (Holanda)- que lo producen. No se trata de
plantas nuevas, sino de plantas para la producción de biocombustible para
transporte rodado que han sido adaptadas para la producción de
bioqueroseno.
El tercer tipo utiliza fuentes de azúcares -lignocelulosas, caña de azúcar,
etanol- y está siendo producido en la planta que la empresa francesa Total
tiene en Brasil.
El sector exige una política clara de incentivos
Los biocombustibles de aviación, técnicamente, ya son una realidad y, como
acabamos de mencionar, se están produciendo, pero a una escala muy
pequeña.
El principal problema de que no haya una gran demanda, señala Velarde,
“se debe al hecho de que estos biocombustibles son muy caros. Su coste de
producción es entre 3 y 4 veces más caro que el queroseno”.
Energía
RENOVABLES
Repostaje de un
avión.
Otros cultivos para
‘alimentar’ aviones
T. PARKONNEN
■ Aceite de cocina usado
La compañía aérea finesa Finnair, en
colaboración con Airbus y SkyNRG
realizaba a finales de septiembre un
vuelo comercial entre Helsinki y
Nueva York utilizando en los motores
del avión una mezcla de
biocarburante obtenido a partir de
aceite de cocina reciclado de
restaurantes y que se ha
comprobado reduce entre el 50 y el
80 por ciento las emisiones de gases
de efecto invernadero.
■ Tabaco
Boeing, junto con South African
Airways y SkyNRG llevan un tiempo
trabajando e investigando en la
producción de biocombustibles para
el transporte aéreo a partir de plantas
híbridas de tabaco libre de nicotina.
llamadas Solaris, que producen
semillas ricas en aceites naturales
que se podrían procesar como
El salto que falta por dar, asegura el exresponsable de Obsa, “es conseguir
que existan muchas plantas de producción repartidas por todo el mundo para
empezar a producir a nivel industrial. De esta manera, el precio se reduciría y
se podría competir con el queroseno”.
Sin embargo, para que esto sea una realidad, sería necesaria una política
clara de incentivos por parte de los diferentes Gobiernos de la Unión Europa,
tal y como ya sucede en Estados Unidos, o como el caso de Indonesia, que
ha establecido un programa nacional para impulsar los biocombustibles de
aviación en sus vuelos nacionales, consistente en la aplicación de una cuota
obligatoria de uso de biocombustibles en sus vuelos domésticos en un
porcentaje del 5 por ciento de bioqueroseno y del 95 por ciento de queroseno
combustible.
■ Jatropha
Otra de las plantas en desarrollo para
fabricar biocombustibles de 2ª
generación es la ‘jatropha’. Algunas
compañías aéreas han realizado
vuelos de prueba utilizando este
bioqueroseno y empresas como
Repsol ya cuenta con proyectos para
desarrollar a gran escala este cultivo.
28
RENOVABLES
a partir de 2016. La materia prima para la producción del bioqueroseno será
aceite de palma.
Energía
Campo de camelinas en el momento
de la floración. EE
Aceite de camelina
El desarrollo y uso del bioqueroseno representa una gran oportunidad a nivel
industrial para España debido al alto potencial en la producción de la materia
prima empleada para su producción, como el aceite de camelina, un cultivo
vegetal parecido a la colza considerado como una excelente alternativa para
terrenos de secano en desuso o con bajas productividades, terrenos de
barbecho, así como cultivo de rotación con el cereal tradicional.
Se trata de un cultivo anual de ciclo corto, resistente al frío y a la sequía y
con un bajo coste de producción. Pero lo mejor de todo es que se ha
comprobado que la camelina está consiguiendo una reducción de las
emisiones en torno al 60 por ciento, una alternativa verdaderamente
competitiva que se está aprovechando para la producción de bioqueroseno
para la aviación.
Han sido varios los vuelos comerciales que se han realizado usando el
aceite de camelina como parte del combustible junto con el queroseno. Uno
de ellos, el primero realizado en suelo español, cubrió la ruta MadridBarcelona. Para ello se utilizó un airbus de la compañía Iberia que, hace
ahora tres años, recorría con éxito este trayecto utilizando un 25 por ciento de
carburante con camelina. Durante el vuelo se consumieron unos 2.600 kilos
de esta mezcla de biocombustible -validada por Repsol-, permitiendo un
ahorro en torno a los 1.500 kilos de emisiones de CO2.
Sin embargo, uno de los proyectos más importantes para el desarrollo de
biocombustibles para aviación es el proyecto Itaka. Impulsado desde España
y financiado por el Séptimo Programa Marco de la UE, su objetivo consiste
en producir entre 2.000 y 4.000 toneladas de combustible de aviación
sostenible y renovable y probarlo en los sistemas logísticos existentes y en
operaciones de vuelo convencionales en Europa.
Itaka está formado por un consorcio de empresas y centros de
investigación de diversos países europeos -entre los que se encuentran
Senasa, CLH, Camelina Company o Airbus-, que incluye toda la cadena de
valor: desde la producción de la materia prima hasta el usuario final, para
demostrar la viabilidad de la producción de biocombustibles en Europa.
La materia prima empleada para la producción del biocombustible será,
también, el aceite de camelina, producido en España y refinado en la planta
de Finlandia para producir el bioqueroseno de cara a conseguir un mínimo de
3%
Total de emisiones
globales de CO2 que
genera la industria
de la aviación en
la atmósfera
un 60 por ciento de ahorro en las emisiones de gases efecto invernadero en
comparación con el Jet A-1 de origen fósil y que se utilizará en diferentes
vuelos en los aeropuertos de Ámsterdam y en Alicante.
El proyecto tiene el objetivo de certificar toda la cadena de producción del
combustible renovable de aviación, basándose en el estándar RSB EU RED
-Roundtable on Sustainable Biofuels-. De forma adicional, se analizarán la
producción y uso de camelina como materia prima para biocombustible con
respecto a su contribución a los mercados de alimentación humana y animal
y su potencial impacto en el cambio de uso del suelo indirecto (Iluc). La
investigación también evaluará las implicaciones económicas, sociales y
regulatorias del uso a gran escala de biocombustibles de aviación.
Se trata de un proyecto de tres años de duración y un coste de 20 millones
de euros, de los que Europa financia el 50 por ciento de esta cantidad. El
pasado mes de mayo se hicieron los primeros vuelos con la compañía
holandesa KLM, que ha establecido un plan de 20 vuelos con
biocombustibles entre Ámsterdam y Aruba. En el caso de Alicante, lo que se
hará es introducir por primera vez el bioqueroseno en todo el sistema de
suministro de combustible del aeropuerto.
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Energía
OPINIÓN
30
Tenemos memoria
José Mª González
Vélez
Empresario de Renovables
Igual que yo respeto
la decisión de un
Gobierno de elegir
qué tecnología prefiere
para su suministro
energético, también
exijo que no mienta
a sus ciudadanos en
los argumentos que
emplea para justificar
sus decisiones
ace ahora un año, en este mismo medio, escribí
un artículo en el que, entre otras cosas,
comentaba la decisión del Gobierno del Reino
Unido de contratar con EDF la construcción de
una central nuclear de 3.200 megavatiosy un
coste inicial previsto de 19.000 millones de euros, es decir, 6
millones de euros por megavatio instalado. El Ejecutivo británico
aseguraba a la compañía estatal -sí, todavía estatal- francesa un
precio en euros constantes de 109 por MWh generado, por cierto,
el doble del precio medio actual en ese país. También entonces el
ministro de Industria británico afirmaba que, por primera vez, la
energía nuclear no iba a costar una libra al contribuyente, por lo
cual podemos concluir que hasta entonces sí le habían costado
dinero esos kilovatios nucleares. Comparaba yo en aquel artículo
lo que costaría esa misma generación eléctrica con fotovoltaica y,
si ya entonces salía ésta muy favorecida, hoy todavía lo sería
más puesto que su coste de instalación sigue bajando
espectacularmente.
Como premisa debo aceptar la legitimidad de un Gobierno
para decidir qué tecnología prefiere para asegurarse el
suministro de energía y así se lo reconoce el Tratado de la Unión
Europea. No coincido con que esa opción sea la nuclear pero
H
debo respetarlo. Ese respeto que mantengo yo por lo que
considero una elección equivocada, es el mismo respeto que sí
que puedo exigir a un Gobierno para que no mienta a sus
ciudadanos en los argumentos que emplea para justificar sus
decisiones. Y en este caso -hay que decirlo muy claro- se ha
engañado y se sigue engañando a la sociedad. Y, por cierto, si
no se trata de mentir deliberadamente sino ignorancia la cosa
sería todavía peor.
¿Por qué digo esto? En la noticia aparecida a primeros de
octubre dando cuenta de un nuevo episodio sobre el citado
proyecto, elEconomista titulaba: “Bruselas autoriza a Reino Unido
a dar ayudas hasta 20.000 millones de euros para la nueva
central nuclear”. De entrada, uno puede preguntarse cómo es
posible que la Comisión Europea que tan vigilante está siempre
en los temas de la competencia, subvenciones o cualquier tipo de
ayuda en la UE haya tendido la alfombra roja para este proyecto y
con una ayuda tan suculenta como lo es en este caso. Vamos
con los datos de la noticia.
“Los costes de construcción de la planta de Hinkley se estiman
en 31.200 millones de euros. La central requerirá una financiación
de la deuda de 21.600 millones y finalmente tendrá un capital de
alrededor de 43.000 millones, según los datos de Bruselas. El
31
inicio de operaciones está programado para 2023, con una vida
útil prevista de 60 años.”
Respecto a la inversión inicial, 31.200 millones de euros (¡9,75
millones de euros el MW!) es lo que se ha estimado ahora pero
¿no eran hace sólo unos meses 19.000 millones de euros? ¿Tan
deprisa aumentan los costes de la tecnología barata o a lo mejor
es que se están anticipando a lo que ha sucedido -está
sucediendo todavía- con la central finlandesa de Olkiluoto, que
tiene ya un coste de mucho más del doble de la inversión
inicialmente prevista y un retraso de siete años?
“Reino Unido tiene previsto establecer un apoyo a los precios,
que garantiza que el operador de la planta de Hinkley recibirá
ingresos estables durante un periodo de 35 años. El operador se
beneficiará además de un aval público que cubrirá la deuda para
financiar la construcción de la planta.”
¿Un aval del Estado? Pero ¿no decía el ministro de turno que
la nueva central no iba a necesitar fondos de los contribuyentes?
Lo que sí parece claro es que entre las ayudas y la financiación
avalada por el Estado, el promotor no va a poner ni un euro. Ya
nos están faltando al respeto, no pueden decir una cosa y hacer
la contraria porque los ciudadanos tenemos memoria y, por si
acaso, ahí están las hemerotecas o, mejor, los buscadores en la
red.
Después de repasar las cifras del proyecto de central nuclear
británica o de la central finlandesa uno se pregunta ¿cómo es
posible que todavía haya quién siga afirmando que las
renovables son caras? Pues sí, los mismos que decían que la
nuclear era muy barata hasta que un día cuando se puso de
Energía
OPINIÓN
manifiesto en el debate público que el precio que percibe la
energía nuclear en nuestro país -el de la tecnología más cara que
cada día fija precio- le permitían obtener esos windfall profits,
beneficios caídos del cielo, cuestionados desde tantas instancias.
España participa también en el proyecto Iter para investigación
de la energía nuclear de fusión aportando aproximadamente un
40 por ciento de los 15.000 millones de euros que de momento
ha supuesto el mismo. Creo que puedo afirmar, sin que me tilden
de exagerado, que si estas ayudas y condiciones se aplicaran a
las tecnologías renovables -especialmente a la eólica y a la
fotovoltaica- los resultados serían mucho más rentables para la
sociedad: de entrada podríamos obtener energía limpia; ni
emisiones ni residuos; mucho más barata; no dependeríamos de
países suministradores de gas o petróleo, ni de los que controlan
la energía nuclear; y, por supuesto, tendríamos el resto de
importantes retornos socioeconómicos que está acreditados por
diversos estudios.
Entonces, ¿por qué sucede todo esto? ¿Por qué se cuestionan
los premios a las renovables y se conceden ayudas a la energía
nuclear? En mi opinión, subjetiva por supuesto, la respuesta es
muy sencilla: el lobby nuclear tiene mucho poder. Y más opinión
particular, a lo peor porque soy mal pensado, la tecnología
nuclear está en manos de muy pocos. Las renovables, en
cambio, son mucho más sencillas, no requieren grandes
inversiones y están al alcance de cualquier ciudadano y en todo
el universo. ¿Es esta la razón principal de que sean denostadas
o, como, mucho farisaicamente admitir que son necesarias
pero?
José Mª González
Vélez
Empresario de Renovables
¿Por qué se cuestionan
los premios a las
renovables y se
conceden ayudas a la
energía nuclear? Muy
sencillo: porque el
‘lobby’ nuclear tiene
mucho más poder y
porque la tecnología
nuclear está en manos
de muy pocos
32
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
ESPAÑA
AUSTRIA
BÉLGICA
BULGARIA
CHIPRE
REP. CHECA
CROACIA
DINAMARCA
ESTONIA
FINLANDIA
1,352€
1,274€
1,344€
1,269€
1,507€
1,299€
1,272€
1,297€
1,383€
1,392€
1,330€
1,325€
1,368€
1,288€
1,557€
1,389€
1,247€
1,219€
1,583€
1,447€
EUROPA AMPLÍA LOS PUNTOS DE RECARGA
PARA EL USO DE COMBUSTIBLES LIMPIOS
Crecimiento, amortización
y bajas emisiones
El ‘III Congreso del Gas Natural para la
Movilidad’ organizado recientemente por
La Directiva europea “Energía Limpia para el Transporte” (CPT), adoptada recientemente, busca ampliar los puntos de recarga
en los países de la UE con el doble objetivo de reducir la dependencia del petróleo en el transporte y las emisiones contaminantes
Gasnam ha arrojado los siguientes datos:
■ Elevado crecimiento
CONCHA RASO
A día de hoy hay más de 18,5 millones de
vehículos circulando con gas natural y
a alta dependencia del petróleo en el sector del transporte en
Europa es un hecho. Sólo en 2010, el petróleo representó el 94
por ciento de la energía consumida en este sector, habiéndose
importado el 84 por ciento, lo que supuso un gasto de 1.000
millones de euros diarios en 2011, creando un importante déficit en
la balanza comercial de la Unión Europea de cerca del 2,5 por ciento del PIB.
Con el objetivo de poner fin a esta dependencia y reducir así las
emisiones de gases de efecto invernadero que se derivan de su uso, la UE
ha adoptado la Directiva CPT (Clean Power for Transport), que garantiza la
puesta en marcha de una infraestructura mínima de puntos de recarga para
el uso de carburantes alternativos -principalmente gas natural, electricidad e
hidrógeno- y la aplicación de especificaciones técnicas comunes.
Los Estados miembros tendrán de plazo hasta 2016 para elaborar y
presentar sus marcos de políticas nacionales que faciliten el desarrollo de
una infraestructura de suministro para este tipo de combustible.
Según diversos estudios realizados, el desarrollo de combustibles
alternativos en Europa y la inversión para poner en marcha las
infraestructuras necesarias, favorecerá la creación de nuevas oportunidades
de mercado, reforzará la competitividad a nivel mundial, aumentará el
número de puestos de trabajo, reducirá la factura de las importaciones del
petróleo y contribuirá a la descarbonización gradual del transporte.
una red de más de 24.000 estaciones de
L
carga. En al ámbito marítimo, 50 barcos
emplean esta energía y otros tantos se
encuentran en construcción, con una
previsión de 500 barcos en 2020.
■ Rápida amortización
La amortización por parte del cliente de la
inversión en vehículos a gas natural está
entre 1 y 2 años para vehículos ligeros y
pesados de mercancías y de 5 años en el
caso de un ferry de media distancia.
■ Menos emisiones
Las emisiones de CO2 de un vehículo con
gas son un 20 por ciento inferiores a las
de un vehículo de gasolina y 150 veces
menores a las de SOx. Las de NO2 son
prácticamente inexistentes. En el
transporte marítimo las emisiones de SOx
y de partículas desaparecerían, las de
NOx se reducirían hasta un 90 por ciento
y las de CO2 hasta en un 20 por ciento.
GETTY
33
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
MALTA
PAÍSES BAJOS
POLONIA
PORTUGAL
RUMANIA
ESLOVAQUIA
ESLOVENIA
SUECIA
REINO UNIDO
1,440€
1,360€
1,661€
1,352€
1,237€
1,210€
1,485€
1,263€
1,341€
1,363€
1,469€
1,310€
1,447€
1,359€
1,474€
1,468€
1,584€
1,642€
Estación de
gas natural en
Guadalajara.
EE
Con respecto al gas natural, su uso está despertando un gran interés
como alternativa al petróleo. Como combustible para el transporte aporta
importantes ventajas medioambientales de reducción de emisiones y
contaminación acústica y también económicas al conseguir importantes
ahorros respecto al diésel y a la gasolina. Además, puede ser empleado en
cualquier medio de transporte, ya sea por carretera, ferrocarril o barco.
En el caso del Gas Natural Comprimido (GNC), la Directiva sugiere la
construcción de estaciones de servicio cada 150 kilómetros. Según Manuel
Lage, secretario general de la Asociación Española de Gas Natural para la
Movilidad (Gasnam), “el GNC se está convirtiendo en el combustible
recomendado para el transporte urbano, especialmente interesante para
taxis, furgonetas, autobuses y camiones de limpieza”. Actualmente, Europa
cuenta con cerca de 3.000 estaciones de repostaje -principalmente en
Alemania e Italia- y un millón de vehículos en circulación.
Con respecto al Gas Natural Licuado (GNL), gracias a su alta densidad
La Directiva apuesta
por aumentar los
puntos de recarga
para combustibles
alternativos
energética es una alternativa rentable al gasóleo para el transporte marítimo
y el ferrocarril y se considera especialmente adecuado para el transporte de
mercancías por carretera de larga distancia, aunque su desarrollo se ha
visto obstaculizado por la ausencia de infraestructuras suficientes.
La Directiva europea sugiere la existencia de puntos de repostaje de GNL
para el transporte por carretera cada 400 kilómetros y propone la instalación
de estaciones de este tipo de combustible en una serie de puertos
marítimos y fluviales atendiendo al criterio de cada país.
España está cerca de cumplir con la Directiva en cuanto a estaciones de
GNL terrestres. A día de hoy se contabilizan un total de 18 estaciones
operativas, habiéndonos convertido en el primer país europeo en número de
estaciones y el segundo por número de cabezas tractoras con GNL.
Una de las ventajas del GNL como combustible para vehículos pesados
en su autonomía, ya que pueden recorrer más de 1.000 kilómetros sin
repostar. Actualmente alrededor de 150 camiones utilizan GNL, pero las
previsiones apuntan a que en 2028 circularán por la península cerca de
5.000 vehículos, es decir, el 3 por ciento del parque total.
Con el objetivo de impulsar este mercado, la empresa Gas Natural
Fenosa construirá, en una primera fase, ocho nuevas estaciones de servicio
en España en los dos próximos años en los que invertirá unos 7 millones de
euros. Las nuevas estaciones se sumarán a las siete que ya tiene
operativas y a las dos que se encuentran en fase de desarrollo. En una
segunda fase -2019-2020-, la empresa gasista prevé la construcción de
nueve estaciones adicionales en las que invertirá unos 8 millones de euros.
El lento despegue del hidrógeno
La Asociación Española del Hidrógeno (AeH2) valora positivamente esta
iniciativa, aunque reconoce que España aún está muy lejos de cumplir con esta
Directiva. “Adiferencia de países como Alemania, Francia o Gran Bretaña, que
cuentan con una estrategia y un presupuesto asociado a la misma, nuestro
país aún no tiene definida una estrategia clara de apoyo al hidrógeno, ni se ha
34
Gasolina
Gasoil
Energía
CARBURANTES
FRANCIA
ALEMANIA
GRECIA
HUNGRÍA
IRLANDA
ITALIA
LETONIA
LITUANIA
LUXEMBURGO
1,459€
1,254€
1,467€
1,281€
1,622€
1,327€
1,297€
1,319€
1,499€
1,399€
1,697€
1,582€
1,257€
1,219€
1,300€
1,239€
1,216€
1,115€
planteado una estrategia que permita desplegar las estaciones de servicio y las
infraestructuras necesarias, algo especialmente grave en un país como el
nuestro que importa el 99 por ciento de la energía para el transporte y que
podría producir localmente el hidrógeno suficiente para cubrir esa demanda
con fuentes renovables”, explican desde la Asociación.
Sin embargo, “el hecho de que España no tenga una estrategia en este
ámbito no quiere decir que no tenga empresas y centros de investigación que
apuesten por esta tecnología, ya que existen importantes empresas liderando
proyectos de repercusión internacional en el ámbito del hidrógeno y de las
pilas de combustible”, puntualizan desde AeH2.
Como todo combustible alternativo, su despliegue no es rápido ni sencillo,
argumentan desde la Asociación, “ya que requiere de unas inversiones
elevadas y de un análisis previo, pero su uso aportaría todo tipo de ventajas a
nivel medioambiental -ya que el hidrógeno no emite CO2-, de seguridad de
suministro -se produciría en el país- y de desarrollo de las economías locales
-creación de puestos de trabajo-”.
La Asociación considera imprescindible “establecer lo antes posible una
estrategia que refleje claramente unos objetivos para el uso del hidrógeno
como combustible a diferentes plazos y marcar los hitos necesarios para
alcanzar dichos plazos”.
Planta de biodiésel
en Ocaña.
REUTERS
Gas Licuado de Petróleo
y biocombustibles
■ Además del gas natural, la electricidad
y el hidrógeno, la Directiva europea
también incluye el Gas Licuado de
Apuesta por el vehículo eléctrico
Petróleo (GLP) y los biocombustibles
Especialmente adecuado para zonas urbanas, el uso del vehículo eléctrico
se está incrementando poco a poco. Sin embargo, su elevado coste, la falta
de puntos de recarga y la ausencia de objetivos e incentivos por parte de las
Administraciones, entre otros aspectos, no están favoreciendo una
implantación más rápida en el mercado. Aún así, la pretensión es que de
aquí a 2020 circulen por las carreteras europeas entre 8 y 9 millones de
vehículos eléctricos.
En opinión de Arturo Pérez de Lucia, director gerente de la Asociación
Empresarial para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico (Aedive), “con
para su uso en el transporte. El primero
cuenta con una infraestructura bien
asentada, con unos 28.000 puntos de
distribución en la UE, pero con un reparto
muy desigual entre los Estados miembro.
En el caso de los segundos, la Comisión
propuso limitar los incentivos para los de
primera generación, aumentándolos para
los avanzados.
esta Directiva, Europa demuestra su apuesta por la movilidad eléctrica como
criterio de movilidad sostenible y eficiencia energética, lo que obliga a que los
Gobiernos nacionales vayan preparándose para impulsar en sus países el
desarrollo de este mercado”.
Hasta el pasado mes de septiembre el número de vehículos eléctricos
matriculados en nuestro país era de unos 9.400. Sin embargo, conocer el
número de puntos de recarga existente en nuestro país es más complicado.
Lo que sí es seguro es que con la nueva reglamentación europea se
pretende que los puntos de recarga sean comunes en todos los Estados
miembro, con un periodo de adaptación.
Actualmente, el Gobierno español se encuentra trabajando en un plan de
impulso al vehículo eléctrico que dará a conocer antes de que finalice el año
y en el que tendrá muy presente el tema de la Directiva comunitaria. A nivel
regional, desde la consejería de Medio Ambiente de la Comunidad de Madrid
se está trabajando en el desarrollo de un plan de implementación de puntos
de carga rápida en las principales zonas estratégicas de la región.
35
Energía
CARBURANTES
Cepsa servirá sus
nuevas botellas de
gas en Cataluña
Indra y Repsol
galardonados por el
proyecto ‘Heads’
El laboratorio de
metrología de CLH,
colaborador del CEM
Abengoa inaugura
una biorrefinería en
Estados Unidos
El presidente de
Asintra recibe la
medalla al Mérito
Las nuevas botellas de gas
propano y butano de Cepsa
ya se comercializan en
cataluña. Son más ligeras,
ya que pesan la mitad en
vacío que las tradicionales;
son más seguras y
manejables, gracias a su
novedoso guardaválvulas y
a asas más ergonómicas
adaptadas a la legislación
para poder transportarlas
en vehículos particulares; e
inteligentes, gracias a su
chip que permite mejorar
los procesos de llenado de
las botellas en las plantas
industriales.
La publicación
especializada World Oil ha
concedido un premio a las
compañías Repsol e Indra
por su proyecto Heads
(Hydrocarbon Early and
Automatic Detection
System), una tecnología
única en el mundo para la
detección temprana de
fugas de hidrocarburos en
el mar que incrementa la
seguridad de las
instalaciones de la industria
energética. El proyecto ha
contado con la participación
de más de 20 expertos e
investigadores.
El director general de CLH,
Salvador Guillén, y la
secretaria general de
Industria, Begoña Cristeto,
han firmado un convenio de
colaboraciónpor el que el
laboratorio de Metrología de
CLH se convierte en
laboratorio colaborador del
Centro Español de
Metrología (CEM), lo que
permitirá que sus
instalaciones sean
utilizadas para la realización
conjunta de calibraciones,
verificaciones o ensayos de
equipos de medida de
productos petrolíferos.
Abengoa ha inaugurado en
Kansas, Estados Unidos,
una planta de etanol
celulósico de segunda
generación, de 21
megavatios, con una
capacidad de producción
de hasta 25 millones de
galones al año. La apertura
de la planta también
supone el primer uso
comercial de la tecnología
de hidrólisis enzimática
patentada por Abengoa,
que transforma la biomasa
en azúcares fermentables
para luego transformarse
en etanol.
El pasado 6 de octubre, el
presidente de la Federación
Española Empresarial de
Transporte de Viajeros
(Asintra), Rafael Barbadillo,
recibía de manos de la
ministra de Fomento, Ana
Pastor, la Medalla al Mérito
del Transporte Terrestre.
Con esta condecoración se
distingue a todas aquellas
personas que han
destacado y contribuido, de
manera significativa, con
sus actuaciones y
aportaciones a difundir el
sector del transporte
terrestre.
Energía
OPINIÓN
36
Seguridad de suministro
y competitividad
José Luis López
de Silanes
Presidente de CLH
Según la AIE, la
demanda de productos
petrolíferos en 2035
crecerá en torno al 1
por ciento, sobre todo
en países como China,
India y Oriente Medio,
siendo el transporte el
sector que continuará
concentrando el mayor
volumen de demanda
l sector del petróleo está asistiendo a una
importante transformación que hace necesario
que la Unión Europea desarrolle una política
energética común para garantizar la seguridad
de suministro y la competitividad de su industria.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) estima que el
mix de energía primaria en 2035 será muy similar al actual y
que el peso de los combustibles fósiles supondrá en torno al
76 por ciento. La demanda de productos petrolíferos registrará
un incremento anual de entre el 0,7 y el 1,1 por ciento hasta
2035, pasando de un consumo actual de 89 millones de
barriles/día a más de 100 millones de barriles/día.
Este aumento procederá de los países no OCDE, en particular
de economías emergentes como China, India y Oriente Medio.
En cambio, la demanda se mantendrá estable en los países de
la OCDE e incluso decrecerá ligeramente en alguno de ellos.
Por sectores, el transporte seguirá concentrando el mayor
volumen de demanda, con una proporción de consumo del 58
por ciento respecto al consumo total.
La gasolina y el gasóleo continuarán suponiendo en torno al
90 por ciento de la energía utilizada para el transporte en
E
2035, pese a las mejoras de eficiencia en los vehículos y el
incremento de otras fuentes de energía.
En este escenario, los combustibles fósiles, y en particular
el petróleo, seguirán siendo la principal fuente de energía
mundial durante los próximos años.
Como el petróleo es un bien escaso, es fundamental que
los países busquen alternativas de producción y aprovechen
los avances tecnológicos para explotar los recursos
petrolíferos de sus territorios de forma segura y sostenible.
El sector está viviendo una revolución debido al auge del
petróleo y el gas no convencionales, donde Estados Unidos es
un referente, gracias al trabajo de innovación que ha realizado
para perfeccionar nuevas técnicas de extracción.
Su apuesta por los recursos no convencionales le ha
permitido ser casi autosuficiente en gas y reducir sus
importaciones de petróleo, disminuyendo sus costes
energéticos. El gas cuesta tres veces menos que en Europa y
la electricidad la mitad, proporcionándole importantes ventajas
frente a la industria europea.
En la capacidad de refino mundial también se están
produciendo transformaciones que afectarán a la
37
competitividad de la UE. Durante los próximos años, la zona
de Asia-Pacífico experimentará un incremento de su
capacidad de refino, especialmente China e India y Oriente
Medio. Mientras, en Europa se esperan nuevos cierres de
refinerías por su baja capacidad de conversión y su reducida
competitividad.
España es la excepción y ha realizado ambiciosas
inversiones para mejorar o ampliar la capacidad de sus
refinerías, como ha sido el caso de la refinería de Cepsa en
Huelva o de las de Repsol en Bilbao y Cartagena.
Así, la elaboración de productos refinados en nuestro país
se ha incrementado desde 2008, consolidando su capacidad
exportadora de carburantes y permitiendo la eliminación de las
importaciones de gasóleo.
Además, la existencia de la red logística de CLH permite
movilizar los productos petrolíferos de forma muy eficiente,
garantizando el suministro en todo momento.
La AIE ha reconocido estas características en diversos
informes, en los que destaca la flexibilidad y capacidad de
respuesta del sistema español ante cualquier emergencia o
situación de crisis.
Energía
OPINIÓN
El nuevo escenario de oferta y demanda de crudo supondrá
importantes consecuencias para la seguridad de suministro y
la competitividad de Europa.
Por ello, es necesario que la UE despliegue medidas para
responder de forma eficaz a las nuevas circunstancias, como
aumentar la eficiencia energética, apostar por las fuentes
renovables eficientes en costes o incrementar la extracción de
reservas propias, tanto de petróleo y gas convencionales
como no convencionales, así como incrementar las
interconexiones entre países y apoyar a las empresas
energéticas en sus negociaciones con los países productores.
Estas acciones implican la necesidad de contar con una
política energética europea común. El problema es que los
países no quieren ceder su soberanía energética y
actualmente hay un bloqueo que imposibilita llegar a estos
acuerdos.
Sin embargo, los últimos acontecimientos internacionales,
como la reciente crisis de Ucrania, pueden acelerar la
creación de esta política común y ayudar a Europa a
garantizar un suministro de energía lo más limpio, barato y
seguro posible.
José Luis López
de Silanes
Presidente de CLH
España ha realizado
ambiciosas inversiones
para ampliar o mejorar
la capacidad de
producción de las
refinerías existentes.
De este modo, la
elaboración de
productos refinados
se ha incrementado
desde 2008
38
Energía
GAS
LAS AYUDAS EUROPEAS A LA ENERGÍA
SUPERAN LOS 120.000 MILLONES
La Comisión Europea acaba de publicar un informe que recoge, por primera vez, la cuantía de las
ayudas estatales de los 28 países de la UE a las diferentes tecnologías incluidas en el sector de la
energía. En total, 122 mil millones de euros, la mayor parte destinadas a las tecnologías renovables
CONCHA RASO
l funcionamiento de los mercados energéticos así como el
tamaño y el efecto que han tenido las ayudas que los diferentes
Gobiernos han prestado al sector, ha sido y sigue siendo un
tema muy debatido; sin embargo, a día de hoy, no había datos
concretos sobre este asunto.
Recordemos que en décadas pasadas, la energía en la Unión Europea se
ha movido gradualmente de un sistema basado enteramente en combustibles
E
REUTERS
39
fósiles, energía nuclear y energía hidroeléctrica a un sistema con un
incremento de las energías renovables, especialmente de las energías eólica y
solar, una tendencia que ha supuesto un cambio en la política de objetivos.
Después de la Segunda Guerra Mundial, se vio la necesidad de desarrollar
y fortalecer una conversión de la energía y de las infraestructuras de
transmisión para poder hacer frente a un incremento de la demanda de
energía. En los años setenta, el tema de la seguridad energética comenzó a
causar un gran interés en el ámbito político, como así sucedió con la energía
nuclear, a la que empezó a considerarse una fuente económica y limpia. Sin
embargo, a finales de la década de los noventa, las tornas cambiaron y la
contribución de las diferentes formas de energía renovable se ha
incrementado considerablemente.
De hecho, las ayudas al sector de la energía han seguido estas
tendencias. Si históricamente el interés público se centró en el desarrollo de
infraestructuras energéticas, en los combustibles fósiles y en la capacidad de
generación nuclear, en la década pasada las ayudas públicas fueron
apuntando crecientemente hacia los diferentes tipos de energías alternativas,
eficiencia energética y, en un menor grado, a los combustibles fósiles.
Por este motivo, la Comisión Europea ha publicado un informe que
cuantifica las ayudas públicas en los mercados energéticos. Se trata, por
Energía
GAS
10.400
son los millones de
euros que España ha
aportado en ayudas
a las diversas
tecnologías
tanto, del primer estudio que proporciona datos de costes energéticos y de
las ayudas de los 28 Estados miembros de la UE a las diferentes tecnologías
de generación de energía.
Principales parámetros
Encargado por la Dirección General de Energía de la Comisión (DG-Energy )
el estudio, titulado Subsidies and Costs ofUE_Energy, muestra que en el año
2012 el valor total de las ayudas estatales al sector de la energía en la
Europa de los 28, excluyendo el transporte, fue de 122.000 millones de
euros, una cifra en la que también se ha incluido una estimación de 9.000
millones de euros en ayudas históricas directas.
La mayor parte de las ayudas públicas fueron para las tecnologías
renovables, que percibieron un total de 41.000 millones de euros, de las
cuales la solar ha sido la más beneficiada, con cerca de 15.000 millones de
euros, seguida de la eólica terrestre, con más de 10.000 millones de euros, la
biomasa con 8.300 millones y la hidroeléctrica que recibió 5.200 millones de
euros.
Por su parte, el informe señala que entre las tecnologías convencionales
de generación de energía, el carbón ha sido la que recibió una mayor
cantidad en el año 2012, con 10.000 millones de euros, seguida de la nuclear
40
con 7.000 millones de euros y el gas natural con poco más de 5 mil millones
de euros.
Por países, el que mayor cantidad de dinero destinó a ayudar al sector de
la energía en 2012 fue, con gran diferencia, Alemania, con un total de 25.000
millones de euros en ayudas, seguido del Reino Unido, con 13.000 millones,
y de España e Italia, en tercer y cuartor lugar, con 10.400 y 10.300 millones
de euros, respectivamente. Por el contrario, los países europeos que menos
ayudas prestaron fueron Chipre, Croacia y Malta que no superaron los 50
millones de euros cada uno.
El informe señala que, en líneas generales, el 70 por ciento de todas las
ayudas en 2012 fueron destinadas a la producción de energía y cerca de un
tercio -alrededor de 27.000 millones de euros- a la demanda de energía,
fundamentalmente en forma de exenciones fiscales, sobre el consumo de
energía o en forma de garantías de precios. El estudio también recoge que el
apoyo a la demanda beneficia el uso de energía, especialmente dominado
por el gas, carbón, nuclear y petróleo. En el caso de las ayudas al ahorro
energético, estas fueron de 9.000 millones de euros en 2012.
El informe también incluye datos sobre la competencia de costes de las
diferentes tecnologías de generación de energía. Los campos estimados
reflejan costes de nueva generación de energía sin la ayuda pública -costes
nivelados-. El coste para producir 1 megavatio hora de electricidad con
carbón está en la línea de los 75 euros, mientras que la electricidad generada
por la eólica terrestre tiene costes tan sólo un poco más elevados. En lo que
respecta al gas natural y a la energía nuclear, los costes para producción de
electricidad se encuentran en la misma línea, alrededor de los 100 euros por
megavatio hora, mientras que en el caso de la energía solar, los costes han
caido considerablemente desde 2008 a los 100-115 euros por megavatio
hora en función del tamaño de las instalaciones.
El estudio de la Comisión Europea también incluye datos relativos a las
estimaciones de los costes externos de cada una de las tecnologías. Hay
costes que no están reflejados en los precios de mercado, como es el caso
de los costes de impacto medioambiental y para la salud y el impacto del
cambio climático.
Los métodos para cuantificar costes externos vienen con un alto grado de
incertidumbre y el informe sólo apunta a identificar órdenes de magnitud para
costes externos. Así las cosas, el valor de los costes externos en el mix
energético de los países miembro de la UE en 2012 se encuentra entre los
150 y los 310.000 millones de euros, con un valor central de 200.000 millones.
Energía
GAS
Pocas ayudas
al gas natural
Según el informe, las tecnologías
renovables recibieron en 2012 la mayor
parte de las ayudas por parte de los
países que más dinero aportaron, en
detrimento de otras como el gas natural:
■ Alemania
De los 25.000 millones de euros en
ayudas, la mayor parte fueron a parar a la
energía solar, seguidas de la biomasa, el
carbón y la hidráulica.
■ Reino Unido
La energía nuclear ha sido, con diferencia,
la tecnología que ha recibido más ayuda
estatal, seguida muy de lejos por la
energía eólica, tanto marina como
terrestre.
■ España
Al igual que en Alemania, la tecnología
solar ha sido la que más ayudas ha
percibido, seguida por la eólica terrestre y
el carbón. Las ayudas a la energía nuclear
y al gas natural son poco significativas.
■ Italia
Las ayudas estatales, según recoge el
informe, han estado muy equilibradas. La
biomasa, la hidráulica, la eólica, la solar y
el gas natural han contado con incentivos
similares.
■ Francia
En el país galo los casi 7.500 millones de
euros destinados en ayudas han ido a
parar a la energía solar, seguida de cerca
por la energía hidráulica y la eólica
terrestre.
41
Energía
GAS
Primagas participa
en el campeonato
de aeroestación
Gran éxito del
‘I Congreso en
Seguridad Laboral’
Gas Natural hará el
primer motor de
gas para barcos
EDP cede 3 coches
a la Fundación
Príncipe de Asturias
Junkers te paga
la factura del gas
de enero de 2015
Primagas Energía ha
participado en el
Campeonato de Cataluña
de Aerostación, que se
celebró en Alfas (Lérida) a
mediados de octubre.
Varios pilotos españoles
tomaron parte en tres
pruebas con Elios, el
aerostato de Primagas, que
cuenta con una autonomía
de vuelo de entre 2 y 3
horas en condiciones
normales de temperatura y
viento, un consumo
aproximado de 40 kilos de
gas a la hora y un peso de
120 kilos.
La Asociación de Empresas
de Ingeniería, Montajes,
Mantenimientos y Servicios
Industriales (Ademi); la
Asociación Española del
Gas (Sedigas); y la
Asociación Española de la
Industria Eléctrica (Unesa),
han coorganizado el I
Congreso Nacional de
Seguridad y Salud en el
Trabajo, donde se han
tratado cuestiones relativas
a la seguridad en el ámbito
laboral, que afectan a unas
200 empresas y unos
450.000 empleados de
estos sectores.
Gas Natural Fenosa y la
compañía Baleária han
firmado un acuerdo de
colaboración para impulsar
el desarrollo e instalación
de un motor de gas natural
y un tanque de Gas Natural
Licuado (GNL) en el ferry
Abel Matutes, que opera
diariamente en la línea
Barcelona-Palma. Con esta
iniciativa, pionera en
España, se prevé una
reducción significativa en
emisiones en el entorno del
área metropolitana de
Barcelona y del puerto de
Palma de Mallorca.
La Fundación EDP ha
cedido dos vehículos
eléctricos y uno híbrido de
gas natural a la Fundación
Príncipe de Asturias. Los
tres vehículos harán la
recarga y el repostaje en las
instalaciones de la
compañía. El gas natural
vehicular es una de las
apuestas de EDP y del
sector del automóvil. Como
distribuidora gasista, EDP
está renovando su actual
flota por vehículos de gas y
ya dispone de más de 50
vehículos con esta
tecnología.
Junkers ha puesto en
marcha una campaña de
promoción por la que se
compromete a pagar la
factura de gas
correspondiente a enero de
2015 a cualquier persona
que compre una caldera de
condensación a gas de la
marca entre el 15 de
octubre y el 31 de
diciembre de 2014. La
oferta es válida para las
primeras 50 compras
registradas en la web de la
promoción y están limitadas
a un máximo de 200 euros
por factura.
42
EUROPA NO ESTÁ
PREPARADA PARA
UNA CRISIS
CON RUSIA
La Comisión Europea alerta de que Rusia
ha realizado cortes en el suministro de gas
en los meses de septiembre y octubre
RUBÉN ESTELLER
uropa y Rusia mantienen una guerra soterrada
por el suministro de gas que, poco a poco, va
saliendo a la luz en forma de amenazas por la
crisis de Ucrania. La Comisión Europea puso en
marcha el pasado mes de mayo unos test de
estrés para verificar la preparación de los países miembros
ante un corte de suministro de gas este próximo invierno y la
conclusión ha sido la esperada: Europa no está preparada.
Según los datos presentados Bulgaria, Rumanía, Serbia,
Macedonia, Bosnia, Lituania, Estonia y Finlandia podrían ver
reducido en un 40 por ciento su capacidad de suministro,
Hungría un 30 por ciento y Polonia un 20 por ciento si se
produce una crisis que dure alrededor de seis meses.
Para determinar la gravedad de la crisis, la UE ha realizado
dos escenarios: uno colaborativo, en el que los países faciliten
el acceso al gas de sus vecinos, y otro no colaborativo. En el
E
GAS
primero de los casos, aunque la repercusión sería menor, los
efectos se harían sentir en un mayor número de países, entre
ellos, Alemania e Italia, que podrían ver una caída de su
capacidad de suministro de cerca del 10 por ciento.
Cortes en septiembre y octubre
Bruselas ha aprovechado la presentación de estos resultados
para desvelar que a lo largo de septiembre y octubre varias
compañías han reportado cortes de suministro desde Rusia,
lo que supone un factor de inestabilidad para la
Comisión. No obstante, el Ejecutivo comunitario
explica que se han producido varios encuentros, en
los que ha participado el todavía comisario Gunter
Oettinger, que han encarrilado una solución al
conflicto para este invierno y que está pendiente de
los vistos buenos de Moscú y de Kiev.
Bruselas ha lanzado una serie de
recomendaciones para hacer frente a esta
amenaza, que pasarían por incrementar las
interconexiones, reforzar el seguimiento de las
infraestructuras estratégicas, así como la ejecución real de los
principales proyectos, entre los que figuran las nuevas
regasificadoras de Klaipeda (Lituania), Swinujscie (Polonia) y el
interconector de Hungría.
Por otro lado, Rusia sigue atentamente la intención de
España de constituir un mercado de gas utilizando sus plantas
de regasificación. La intención de permitir un mayor flujo de
gas a Europa supondría una pérdida de peso para Moscú que
perdería peso y capacidad de negociación ante Europa. Del
mismo modo, España podría verse beneficiada, como
contraparte, por unos precios del gas menores
ya que podría comenzar a recibir un mayor
suministro a través de gasoducto e
incrementar su capacidad negociadora ante
Argelia.
Enagas, de hecho, ha mantenido
conversaciones con la rusa Novatek,
Petrobras y Qatargas para sacar
Energía
adelante este proyecto, que pretende también reducir los
costes del sistema y facilitar una mejor tarifa del gas.
Los países de la Unión Europea, además, se han preparado
a conciencia para este invierno y los almacenes de gas se
encuentran al 90 por ciento de su capacidad, a excepción de
Portugal y Hungría que están al 80 por ciento.
Recientemente se ha celebrado en Madrid el foro de
reguladores del gas en el que la asociación de organismos
reguladores de los mercados ha explicado que las
reservas de gas en Europa se sitúan en sus
máximos históricos. Los reguladores, además,
instan también a mejorar las
infraestructuras y el uso del GNL.
ISTOCK
OPINIÓN
44
Energía
Siete pasos hacia el fin de la
pobreza energética en España
Diego Crescente
Asociado y responsable de la
división de Energía de MAS
Consulting Group
El estudio ‘La pobreza
energética: análisis y
soluciones’, ofrece
las mejores prácticas
que los países de la UE
están aplicando para
impedir que haya
hogares que no
puedan mantener
una temperatura
adecuada y saludable
a pobreza energética es uno de los fenómenos
que mayor repercusión social tiene en nuestro
país. No se trata de un debate sobre el derecho a
la energía, debate superado hace decenios, nos
encontramos ante una situación que requiere de
una intervención clara, firme y decidida de los poderes
públicos.
Precisamente con esta intención, MAS Consulting Group ha
elaborado una estudio que con el título La pobreza energética:
análisis y soluciones y disponible en www.masconsulting.es,
ofrece una guía de mejores prácticas que, desde los distintos
países de la UE, se están aplicando con un único objetivo:
impedir que haya hogares en Europa que no puedan
mantener una temperatura adecuada y saludable:
Tarifas sociales y pagos directos. España cuenta con un
sistema similar al resto de países: el bono social, pero lo
relevante, en este caso, es definir el concepto de cliente
vulnerable, aquel que debe ser excluido del sistema
liberalizado y acudir al criterio de renta disponible en lugar de
la tipología objetiva actual que conduce a claras situaciones
de desigualdad entre los beneficiarios del bono social que, con
rentas elevadas, pueden acceder también a este beneficio.
No desconexión a clientes vulnerables. Siendo ésta una de
L
las medidas más polémicas, lo cierto es que el 60 por ciento
de los países de la UE disponen de alguna normativa que, en
mayor o menor medida, impide cortar el suministro eléctrico a
hogares en situaciones de vulnerabilidad. Es importante
destacar este factor puesto que distingue entre clientes que
simplemente no pagan la factura, de clientes vulnerables a los
que se debe dar una solución técnica y/o económica por parte
de los poderes públicos.
Mejoras de la eficiencia del hogar. España consume mucha
más energía per cápita que la media de países de la UE.
Independientemente de la oportunidad que puede generar la
aparición de las empresas de servicios energéticos en nuestro
país, hay que reducir las necesidades energéticas de los
hogares vulnerables. En el resto de países de nuestro entorno
existen esquemas que mezclan obligaciones, mediante el
aumento de los estándares normativos y subsidios u otras
transferencias de rentas públicas a los propietarios o rentistas
de inmuebles.
Consultorías gratuitas. En Bélgica existen sistemas de
auditorías energéticas gratuitas. Se trata de crear la figura del
tutor energético en el plano público pero también, por qué no,
en el sector privado. En Austria, Wien Energie estableció una
oficina para dar soluciones personalizadas a individuos en
45
situación de riesgo de exclusión social. El objetivo no es otro
que ayudar a estos individuos a volver restablecer su acceso a
la energía.
Incentivos para propietarios e inquilinos. España, Austria,
Francia, son claros ejemplos que vinculan la compra venta de
un inmueble con la necesidad de contar con un certificado
energético. En Francia incluso se llega a obligar a los
propietarios e invertir en mejoras de eficiencia en su
propiedad. En Reino Unido se conceden ayudas de hasta
1.500 libras por invertir en mejoras en sus propiedades. Se
trata, en definitiva, de motivar la eficiencia energética desde su
origen: la construcción y remodelación de las viviendas.
Ayuda financiera. El problema de los clientes vulnerables es
que destinan un alto porcentaje de sus ingresos a pagar los
costes energéticos. Para tratar de paliar esta situación, hay
países que tienen desarrollados sistemas de apoyo financiero.
En este sentido, los poderes públicos son responsables de
estar manteniendo una fiscalidad a todas luces elevada para
los clientes vulnerables. IVA reducido, ayudas directas, son
algunas de las medidas que las Administraciones deben
arbitrar para evitar que haya hogares que no puedan pagar la
electricidad simplemente por su precio elevado y no por su
disposición a hacerlo.
Mayor información al consumidor. Se trata de superar
posibles campañas en Internet ya que se considera que, por
la situación económica, cultura, educacional o social, existen
amplios estratos sociales, directamente afectados, que no
acuden a este medio de comunicación. En Reino Unido, de
nuevo un ejemplo en esta materia, la patronal eléctrica creó
en 2005 el homeheathelpline para ofrecer un teléfono gratuito
Energía
OPINIÓN
de información y campañas para mostrar el conjunto de
posibles beneficios existentes en función de su situación
personal.
La implantación de estas medidas no es ajena a la
participación de las empresas, poderes públicos o incluso
ciudadanos. En el caso de los primeros es evidente que la
evolución de los elementos meteorológicos es exógeno al
control de la Administración, pero existe una relación más
nítida entre la responsabilidad del Estado y la pobreza
energética por otros factores. El Estado no debería haber
permitido, ni mucho menos permitir ahora, la construcción de
hogares infracualificados para ofrecer una respuesta a las
necesidades de bienestar de las familias.
Por otro lado, también debería ser más consciente del
impacto de sus políticas sobre el precio de la energía. Un
ejemplo claro lo encontramos en el recibo de la luz, en el que
existen conceptos ajenos a la actividad de los mercados y que
se han ido incrementando paulatinamente debido a su escaso
impacto total sobre la factura energética. Una electricidad muy
barata en su tiempo llevó a repercutir sobre el recibo partidas
que no deberían sufragarse por el consumidor y mucho
menos por los clientes vulnerables.
Comenzábamos este artículo afirmando que es hora de
reflexionar y de atajar de raíz este fenómeno. Su erradicación
será un importante paso en la dirección de corregir un
problema que puede suponer el paso de la pobreza
energética a la exclusión social. Aunque nos aproximamos
lentamente a un sistema de protección similar a los existentes
en Europa, nos queda mucho recorrido pero el camino se
construye paso a paso. Demos siete en la buena dirección.
Diego Crescente
Asociado y responsable de la
division de Energía de MAS
Consulting Group
El Estado no debería
haber permitido
construir hogares
infracualificados para
ofrecer una respuesta
a las necesidades de
bienestar de las familias
y debería ser más
consciente del impacto
de sus políticas sobre
el precio de la energía
46
Energía
ENTREVISTA
FILIPE
HENRIQUES
Director General
de Cepsa Gas Licuado
RUBÉN ESTELLER
Filipe Henriques, director general de Cepsa Gas Licuado, será el encargado
de pilotar el renacimiento del área de gases licuados de petróleo de la
compañía. Su planteamiento pasa por ganar cuota de mercado en el reparto
de la tradicional bombona de butano gracias a sus nuevos servicios y al
menor peso de las mismas. Henriques además ve necesario apoyar la
creación de la llamada bombona social y reconoce que el sector está
dispuesto a financiarla.
Esta semana celebran su convención anual, ¿qué van a explicar?
Reunimos a 240 personas entre distribuidores y agentes para transmitir los
mensajes que Cepsa considera importantes y para motivar a la gente a
seguir haciendo cosas. Este negocio ha estado machacado durante muchos
años por culpa de la regulación y del famoso efecto lambda. Ambas cosas
hicieron que durante un periodo tuviésemos que parar todas las inversiones
en el negocio de envasado y todo el desarrollo comercial que nuestras
distribuidoras estaban haciendo. La rentabilidad del negocio era negativa y
no podíamos seguir invirtiendo. En un negocio como este, para poder invertir,
tienes que comprar más botellas y después colocarlas en casa de los clientes
pero a partir de determinadas fechas paramos nuestra red y eso fue muy
N. MARTÍN
“Espero que a partir del año que viene
haya una bombona de butano social ”
47
traumático porque tienes una estructura con tus costes fijos y lo que quieres
es más negocio para incrementar el beneficio. Cepsa comenzó a desarrollar
el negocio desde cero tas el monopolio, cuando los activos del gas se
quedaron en Repsol Butano.
Pero esa situación compleja ya terminó
La AOGLP demandó al ministerio porque era insostenible seguir con la
misma regulación y al final ganó en el Supremo en julio de 2012, lo que hizo
cambiar todo. El 25 de marzo de 2013 salió la nueva fórmula de precios que,
comparada con la anterior, es más razonable y todo lo que habíamos parado
comenzó a moverse de nuevo. Tenemos una cuota que tiene que crecer. Hay
un operador en el mercado que tiene una cuota estratosférica, como nadie
tiene en el mundo. Luego hay un segundo operador con sus refinerías y que
también tiene que colocar su gas en el mercado. Lo que estamos haciendo
es replantear nuestro posicionamiento y buscar una cuota de mercado que
corresponda a ese segundo puesto dentro de un mercado con un
funcionamiento normal.
¿Cuál es el plan de crecimiento?
Nuestra cuota en el envasado está por debajo del 18 por ciento. Si miramos
todos los mercados europeos de nuestro entorno, se ve un operador
mayoritario que tiene una cuota del 40 o 50 por ciento y un segundo operador
con un 25-30 por ciento. Si el mercado español del envasado se normaliza, lo
que se espera es que un segundo operador esté con una cuota de alrededor
del 25 ó 30 por ciento.
¿Ese es el objetivo que se fijan?
Si, para una plazo de dos o tres años. Tenemos un plan de crecimiento.
Comenzamos a desarrollar nuestros mercados en las zonas cercanas a
nuestras refinerías y lo hicimos hasta que paramos. No estábamos en
Cataluña o País Vasco, en algunas zonas de Galicia y en Cáceres o en
Badajoz teníamos poca presencia. Lo que estamos haciendo es uniformizar
nuestro posicionamiento en la península. Para eso había que llegar a
Cataluña, una de las zonas más importantes en las que no estábamos. Por
ese motivo vamos a hacer inversiones importantes en botellas y todo lo que
está asociado: jaulas y expositores. Queremos invertir 50 millones en los
próximos tres años.
¿Cuánto supone el desembarco en Cataluña?
Lo que los catalanes nos permitan. Al final es un proyecto que no es rígido.
Pretendemos flexibilizar nuestra estrategia y si la recepción del producto en
Cataluña es tan buena como nuestros primeros pasos han demostrado
Energía
ENTREVISTA
N. MARTÍN
“Vamos a presentar
una aplicación
para poder
hacer
pedidos por
internet”
“Tendremos un
teléfono único
nacional para
poder pedir
bombonas de
butano”
“Veo difícil que
el precio de la
bombona
pueda
bajar en
2015”
podemos ir mucho más allá de lo previsto. Es una parte importante,
obviamente.
¿Piensan bajar el precio de la bombona de butano?
Lo veo muy difícil. Lo que decimos es que tenemos un producto diferencial.
Tenemos una botella que es más ligera, lo que supone una ventaja
importante para quien la compra porque llena está por debajo de los 20 kilos
y pueda ser manipulada por mujeres y hombres. Es casi unisexo porque las
de la competencia pesan alrededor de los 25 kilos o por encima y la
manipulación por parte de las mujeres puede dañar la salud, según la
legislación. Esto es un hecho y es importante que la gente lo valore.
Cepsa es una empresa que puede ser un ejemplo en lo que a la seguridad
se refiere y más en un negocio como este.
Cada vez más las familias trabajan los dos miembros de la pareja, lo que
hace que las botellas se compren en el punto de venta y se transporten al
domicilio. La legislación permite llevar hasta dos botellas en el maletero del
coche que estén acondicionadas en vertical y bien sujetas pero todos
sabemos lo que pasa en los trayectos cortos. La gente se distrae. Nuestras
botellas tienen un guardaválvulas para que el elemento más sensible ante un
choque tenga una protección muy importante. Buscamos también tener un
servicio diferencial. Tendremos un número único nacional, que es algo
novedoso en este mercado y que funcionará 24 horas los siete días de la
semana. Vamos a presentar una aplicación app para poder realizar pedidos
por internet. Todo esto es añadir servicios y, al final, es en lo que vamos a
diferenciarnos para mostrar a nuestros clientes que aportamos valor. Y si lo
hacemos, el precio es algo que está ahí y es importante pero dentro de
determinados niveles de precio entre competidores.
¿No habrá cambios? ¿Ustedes son los únicos que pueden bajarlo?
Lo que pasa es que hay una regulación que establece un tope de precios y
corresponde a una gran mayoría de mercado. Es lo que hay.
Pueden bajarlo para ganar cuota rápidamente
Queremos ganar cuota con nuestro producto y nuestros servicios. Si
comparamos el precio en España, la gente no lo valora pero está muy por
debajo de la media europea. Hay dos países que se acercan al precio en
España. Bélgica, que también tiene un precio regulado y la bombona de 13
kilos cuesta 26 euros por botella y Portugal, que cuesta 27 euros. Hay una
diferencia importante en relación con España.
¿El tráfico en la frontera sigue fuerte?
Efectivamente. La gente puede transportarlas y lo hace.
48
Energía
ENTREVISTA
N. MARTÍN
“Vamos a invertir
50 millones en
este sector en
los próximos
tres años”
“Contribuiremos al
coste que puede
suponer hasta
un 30% del
mercado”
“A partir del último
bimestre del año
se comenzará
a recuperar el
déficit”
Tenemos una fórmula que supone un precio social para todo el mercado.
¿El Gobierno quiere hacer un bombona social?
Si, espero que salga el próximo año.
¿Lo va a incluir en la próxima ley de hidrocarburos?
Efectivamente. La AOGLP ha mantenido reuniones con el ministerio para
buscar soluciones para crear una bombona social y los operadores están
dispuestos a pagar esta creación.
¿La financiarían los propios operadores? El sector eléctrico no quiere
Sí sería diferente al sector eléctrico porque al final lo que tenemos aquí es un
cien por cien mercado social.
¿De qué forma se podría acceder? ¿Se ha diseñado ya?
Tiene sentido para niveles de renta bajos o ante situaciones como los dos
miembros de la familia en paro o familias numerosas. Hay factores que
pueden contribuir para que la gente se pueda apuntar a la bombona social. Al
final lo que esperamos es que no haya necesidad de tener un 100 por cien
del mercado con bombona social. Nuestra visión es que el límite puede estar
en un 30 por ciento de los consumidores que puedan tener este derecho.
¿Tienen evaluado el coste que le puede suponer al sector?
Eso es difícil porque hay unos costes de la infraestructura y distintos modelos y
todavía es pronto para decirlo, pero es un coste en el que estaríamos dispuestos
a contribuir porque ahora tenemos un cien por cien del mercado social.
Antes de la nueva tarifa se había acumulado un déficit, ¿cómo está ese
asunto?
Hay un desajuste de tarifa. El propio BOE lo dice... se recupera en tarifas
futuras. Es lo que hay. Hay una fórmula de precios que tiene un desajuste y
se aplica la formula. Hay un tope de precios al que se suma el desajuste para
el bimestre y se ve cómo sale el comparativo entre el precio que se va a
aplicar y el que resulta de la fórmula.
Ahora se está recuperando con la caída de los precios del petróleo
Todavía no, pero se va a recuperar. La previsión es para el último bimestre
del año. En este bimestre todavía no se está recuperando el desajuste, sino
que se está incrementando. A partir de noviembre y diciembre se va a
recuperar.
¿Pero se queda liquidado o seguirá durante algún tiempo?
Nuestra estimación es que si los precios se mantienen con este coste del
producto, el 2015 no va a ser suficiente para terminar ese desajuste.
¿En marzo de 2015 el Gobierno prometió revisar de nuevo la
regulación?
49
El tope de precios está establecido hasta marzo, si el Gobierno no hace
nada, desaparece el tope de precios y funciona la fórmula que tenemos
actualmente. Los movimientos de precios tienen dos factores los incermentos
o bajadas limitados al 5 por ciento y el tope de precios. Si el tope desaparece
lo que limitaría el tope de precios para el bimestre es la bajada de más de un
5 por ciento o la subida.
¿Prácticamente lo deja estable porque cambios tan fuertes son
complicados que se den?
Al final lo que hace el tope es congelar el precio durante todo este periodo de
dos años. Ha habido un bimestre inicial de marzo y abril de 2013 con el
precio en 17,13 euros y después se llegó al máximo de 17,5 euros y se ha
quedado ahí. Hay un desajuste acumulado que no se va a bajar a no ser que
los precios se desplomen de una manera mucho mas fuerte. Durante todo el
año 2015 se van a mantener en estos precios.
¿En cuánto está el desajuste en este momento?
Para el sector el desajuste del año pasado estaba entre 40 y 50 millones y en
este año se ha duplicado. Estamos hablando de ese nivel de valores.
De esos cien millones por lógica su parte sería entre 15 y 20 millones
Lógicamente. Más o menos es ese el cálculo.
¿Piensan entrar a suministrar en las islas?
Las islas no tienen la misma fiscalidad y el precio de la botella es distinto en
Baleares que en Canarias. Lo tenemos más complicado en Baleares
porque los precios son iguales a los de la Península y al final hay un
extracoste de llevar las botellas. El referente en las islas sigue siendo
Repsol ya que tiene el 100 por cien del mercado. En Canarias hay una
fiscalidad distinta y los precios son distintos lo que abre una posibilidad
pero en estos momentos estamos concentrados en la península. No
podemos hacer todo al mismo tiempo. Tenemos un proyecto enorme.
Representa conseguir en tres años 800.000 clientes nuevos en un mercado
maduro en el que hay un competidor muy importante. Tenemos toda
nuestra atención focalizada en la península. Las islas son interesantes para
una fase posterior o cuando tengamos el tema de la Península más
calmado o desarrollado.
¿Cómo se va a llegar al cliente?
El modelo es reparto a domicilio y punto de venta. Vamos a estar en todos
los segmentos de comercialización. Llegamos a Cataluña, empezamos en
marzo en Gerona. En julio teníamos ya los almacenes hechos y
legalizados a en Barcelona y hemos lanzado una campaña de televisión
Energía
ENTREVISTA
“El desajuste del
precios del butano
estaba en 50
millones y
este año se
duplica”
“En tres años
tenemos que
conseguir
800.000
clientes
nuevos”
“Tenemos 14
estaciones de
servicio con
autogas
porque va a
crecer”
N. MARTÍN
en Cataluña. Tenemos más de 350 puntos de venta y más de treinta
vehículos de reparto y ocho distribuidores que están en la gran mayoría de
códigos postales de la región. Estos nos permite estar en el momento de
la entrada con capacidad para llegar a todos lados. La apuesta es muy
fuerte. No podemos ser titubeantes. Tememos que ir con toda nuestra
capacidad y con todo nuestros argumentos comerciales. Elegimos como
distribuidores en Cataluña a gente que nos da garantías de conocer el
mercado, de saber distribuir y con mucha experiencia en la actividad de
comercialización de las botellas. Estamos muy ilusionados con los
resultados. En agosto ya teníamos un 6 por ciento de cuota de mercado.
Nunca lo había visto en ningún sitio. La gente estaba esperando por
nosotros y cuando llegamos reaccionó de una forma muy positiva. Eso es
algo muy importante.
¿Cómo evoluciona el sector del granel?
En propano siempre fuimos competitivos y siempre tenemos una
determinada cuota que crece por actividad comercial todos los años.
Llegamos antes y no estamos limitados por la regulación de precios.
Pretendemos tener un servicio al que un cliente llama y en 48 horas tiene su
producto, aunque la estadística dice que lo tiene en 24 horas. Para nosotros
es importante diferenciarnos por servicio porque en el propano no hay
diferencia por producto.
¿Cómo va la venta de bombonas industriales?
La venta de bombonas de 35 kilos ha mejorado sus ventas pero tenían un
problema: competían con las de once kilos con un precio regulado. De
alguna manera, este precio impacta porque hace que la gente en vez de
comprar y tener baterías de botellas de 35 kilos lo que tenía eran baterías de
de once kilos que estaban por debajo de coste. La gente había sustituido un
producto más barato por otro poniendo en riesgo temas de seguridad porque
con estos productos hay muchas mas válvulas y puntos de riesgo.
Este año se nota que hay alguna recuperación económica que permite que
las botellas de 35 se hayan comenzado a mover de manera más interesante
que en años anteriores.
Para autogas, ¿qué perspectiva tienen?
Tenemos catorce estaciones de servicio y al final lo que queremos es seguir
invirtiendo porque creemos que el autogas es un combustible que tiene que
crecer en España si lo comparamos con países de nuestro entorno. Es
necesario que el poder político no lo discrimine frente a todos productos
como el coche eléctrico o el gas natural vehicular.
50
Energía
EFICIENCIA ENERGÉTICA
ISTOCK
LOS HOTELES APRENDEN A
CONTRATAR LA ENERGÍA
ITH, en colaboración con Axpo, ha desarrollado una guía que incluye cinco criterios básicos
para ayudar a los hoteles a comprar energía en las mejores condiciones para su negocio
CONCHA RASO
spaña es el cuarto destino turístico del mundo por numero de
habitantes y el segundo por ingresos relacionados. Según un
informe elaborado por Price Waterhouse Cooper (PwC) y la
Plataforma Tecnológica de Eficiencia Energética (pte-ee), el
número de pernoctaciones en hoteles de nuestro país fue de
290 millones en 2012.
Estos datos suenan muy bien, pero hay otros que conviene tener en
cuenta. Y es que los costes energéticos suponen, de media, un 9 por ciento
de los costes totales de explotación de un establecimiento hotelero. Una
E
51
EFICIENCIA ENERGÉTICA
partida que ha comenzado a disminuir gracias a
la implantación de medidas de eficiencia
energética por parte de las principales
cadenas hoteleras.
Con el objetivo de ayudar a los hoteles
a reflexionar sobre los criterios que deben
tener en cuenta a la hora de plantearse sus
necesidades energéticas y la contratación del suministro
para conseguir los mejores precios y el mix energético que mejor
responda a la demanda de sus instalaciones y clientes, el Instituto
Tecnológico Hotelero (ITH) en colaboración con la empresa Axpo, ha
elaborado la Guía de la Compra Eficiente de Energía para Hoteles.
En ella se recogen cinco recomendaciones básicas que ayudarán a los
alojamientos españoles a realizar una contratación energética adecuada en
base a las necesidades y particularidades de su negocio.
La Guía, junto a otros contenidos de interés vinculados a la gestión
sostenible y a la eficiencia energética en hoteles y otro tipo de alojamientos
turísticos, han sido analizados en el II Foro ITH de Eficiencia Energética en
Hoteles que ha tenido lugar en Matelec 2014, el Salón Internacional de
Soluciones para la Industria Eléctrica y Electrónica, que abría sus puertas a
finales de este mes en Madrid.
ISTOCK
Hoja de Ruta
Partiendo de la base de que la energía más eficiente es la que se ahorra y no
se consume, la Guía de la Compra Eficiente de Energía para Hoteles recoge
que la mejor opción siempre es consumir energía verde, “ya que su precio es
el mismo que el de la procedente de fuentes contaminantes”.
A este respecto, señala que el consumo de energía cien por cien
renovable contribuye a “mitigar los efectos del cambio climático y minimizar
su huella de carbono”. Además, ITH y Axpo recomiendan que a la hora de
firmar un contrato de suministro, “la energía verde debe ser de Clase A”.
Otro de los criterios que, según la Guía, debe tener en cuenta un hotel
para hacer una compra eficiente de energía es “conocer su consumo”. Para
ello, es recomendable monitorizar dichos consumos para saber al detalle el
perfil de consumo, utilizar herramientas que muestren cómo consumen las
instalaciones, en qué zonas se producen los mayores consumos, cuándo y
porqué, para así optar por el contrato que ofrezca un mejor precio en las
horas de mayor consumo. También es recomendable hacer un estudio de
Energía
Conocer su consumo
y estar atento al
precio del mercado,
claves para una
contratación
eficiente de energía
en hoteles
potencias durante un año completo de consumo y optimizar la potencia
contratada por periodos.
Sin embargo, todos estos estudios podrían caer en saco roto si el hotel o
cadena hotelera no conoce el producto que compra, es decir, el precio de
mercado. Al igual que cualquier producto, la energía varía su precio en
función de la ley de la oferta y la demanda, existiendo épocas del año donde
el precio negociado es menor y otras épocas con precios más altos.
Por eso, ITH y Axpo recomiendan “hacer un seguimiento del mercado y no
dejar la renovación anual de los contratos para el último mes”, ya que éste
puede ser el momento del año con los precios más altos. Si se conoce el
procedimiento para monitorizar los precios de mercado, es recomendable
solicitar asesoramiento a una comercializadora de confianza.
La cuarta recomendación incluida en la Guía aconseja diversificar la
compra, es decir, “probar fórmulas indexadas o mixtas y diversificar los
contratos eléctricos”, ya que el precio fijo no es la única opción disponible en
el mercado para contratar el suministro eléctrico. Atendiendo a este criterio,
los hoteles pueden consultar las opciones de las diferentes comercializadoras
eléctricas y escoger el modelo que más se ajuste a sus necesidades.
Finalmente, la Guía recomienda analizar las diferentes formas de pago
-prepago o con garantías al contrato- que la comercializadora ofrece como
alternativa al pago estándar a 30 días para conseguir un mejor precio de la
energía contratada.
52
Energía
PREMIOS
‘ELECONOMISTA ENERGÍA’,
PREMIO A LA LABOR PERIODÍSTICA
La empresa Saft Baterías ha concedido a la revista ‘elEconomista Energía’ el premio a la Labor Periodística por el trabajo realizado durante
estos dos años en ofrecer, con todo el rigor y la profesionalidad que nos caracteriza, toda la información relacionada con el sector energético
CONCHA RASO
an sólo tres meses después de cumplir nuestro
segundo aniversario, elEconomista Energía vuelve
a estar de celebración. En esta ocasión, con
motivo del premio que Saft Baterías, empresa
especializada en sistemas de almacenamiento de
energía, nos ha concedido en reconocimiento a la Labor
Periodística de los últimos dos años.
La entrega de este premio -de carácter bienal- tuvo lugar en
un acto celebrado el pasado 29 de octubre en el stand de la
filial española en Matelec, Salón Internacional de la Industria
Eléctrica y Electrónica organizado por Ifema en Madrid, en el
que Saft España dio a conocer los proyectos más relevantes
de 2014 y los objetivos para 2015.
Ignacio Quiles, director general de la compañía, fue el
encargado de entregar el galardón a nuestra publicación, quien
valoró “muy positivamente el gran trabajo que este medio de
comunicación digital, de periodicidad mensual, está llevando a
cabo desde hace dos años en todo lo que concierne a la
información relacionada con el sector energético”.
Quiles también hizo entrega del accésit de la V edición de
Premios a la Innovación en Eficiencia y Almacenamiento
Energético Saft Baterías, unos galardones que empezaron a
promoverse hace cinco años, orientados al mundo
universitario, y con los que la empresa pretende crear un
puente entre la Universidad y el mundo empresarial. El
ganador de esta edición ha sido el proyecto Recuperación
T
De izda a dcha: Concha Raso, redactora de elEconomista Energía; Ignacio Quiles, director general de Saft Baterías España; Rubén Esteller, director de elEconomista Energía y Juan Francisco González-Román
Sánchez, accésit de los V premios a la Innovación en Eficiencia y Almacenamiento Energético Saft Baterías. E.SENRA
Energética en Ascensores, realizado por Juan Francisco
González-Román Sánchez.
Bajo la tutela de su hermano mayor, el diario elEconomista,
-el primero en lanzar un formato de estas características-,
elEconomista Energía se ha convertido en líder indiscutible de
las publicaciones especializadas en el sector energético, tal y
como lo demuestra el impresionante aumento en número de
lectores, tanto en España como en otros países, especialmente
de Latinoamérica, gracias al portal elEconomistAmérica y a la
alianza con la revista mexicana Energía Hoy.
Si ya nos conoces pero aún no estás suscrito, puedes hacerlo
accediendo a nuestra página web en la dirección
http://www.eleconomista.es/kiosco/energia/y la recibirás todos los
meses en tu correo electrónico.
54
Energía
EVENTOS
GETTY
LOS DESAFÍOS DE LA INDUSTRIA
SOLAR ESPAÑOLA, A DEBATE
El días 18 y 19 de noviembre, Unión Española
Fotovoltaica (Unef) celebra en Madrid el ‘Primer Foro
Solar Español’, que contará con la participación de un
panel de destacados expertos que desgranarán
algunos asuntos de máximo interés como el
autoconsumo o el futuro del sector
CONCHA RASO
a Unión Española Fotovoltaica (Unef), asociación
formada por unas 300 empresas y entidades que
representan toda la cadena de valor de la
tecnología solar fotovoltaica, celebra los próximos
18 y 19 de noviembre en Madrid el I Foro Solar
Español bajo el título Los desafíos de la energía fotovoltaica en
la era post primas.
Dos días en los que un elevado número de ponentes entre
directores generales de empresas, juristas, representantes de
instituciones nacionales e internacionales y de Gobiernos de
algunos países, entidades financieras y académicos, bajo la
atenta mirada de casi dos centenares de asistentes -según
L
datos de la organización-, abordarán diversos temas que
tendrán a la energía solar fotovoltaica como protagonista.
Un foro que aspira a convertirse en el encuentro anual de
una industria, la fotovoltaica, que ha conseguido llegar a lo más
alto en el desarrollo de la tecnología -ha sido líder- y a competir
en otros mercados a nivel internacional. Un evento en el que
se pondrán encima de la mesa los desafíos, las oportunidades
y los retos que se abren para este sector en los próximos
meses.
El acto de apertura correrá a cargo de Susana Magro,
directora general de la Oficina Española de Cambio Climático y
de Jorge Barredo, presidente de Unef, tras cuyas palabras de
presentación cederán el turno de palabra al primer ponente de
la jornada que explicará cuál es el papel de la energía
fotovoltaica en los objetivos 2030.
A continuación se celebrarán varias mesas redondas en las
que se hablará del futuro que se le plantea a las empresas
españolas que trabajan en este sector, de la posibilidad de
restaurar la seguridad jurídica en España, del futuro de la
integración fotovoltaica en la red y las redes inteligentes y del
papel de esta tecnología en los sistemas insulares.
El segundo día la jornada comenzará tratando el tema del
autoconsumo, en el que muchas empresas tienen puestas sus
esperanzas y sobre el que el Gobierno todavía no ha sacado la
normativa que lo regule.
A continuación se hablará del sistema marginalista de
fijación de precios y de su compatibilidad con las energías
renovables, para pasar a discutir el papel que juega la energía
fotovoltaica en la creación de empleo.
Las últimas ponencias de la mañana y las intervenciones en
la sesión de la tarde tendrán como protagonista la
internalización del sector. Concretamente, se explicarán cuáles
son las mejores formas para financiar proyectos fuera de
nuestras fronteras, cuáles son los mercados más interesantes
del mundo para invertir y se hablará de la competitividad de las
empresas españolas en el extranjero.
El acto de clausura correrá a cargo de José Donoso, director
general de Unef.
56
Energía
EL RADAR
Evolución de la cotización del crudo
Dólar por barril
West Texas/EU
Brent/Reino Unido
109,45
102,36
100,43
98,74
93,61
OCT.
105,09
105,34
NOV.
DIC.
2013
95,14
ENE.
ABR.
MAY.
109,76
105,95
109,44 110,55
108,70
103,63
98,26
99,53
92,65
MAR.
107,94 106,55
104,19
99,74
96,14
FEB.
111,49
107,00
JUN.
2014
JUL.
AGO.
SEP.
90,65
90,33
OCT.
OCT.
NOV.
DIC.
2013
ENE.
FEB.
MAR.
ABR.
MAY.
JUN.
JUL.
AGO.
Fuente: Revista Energíahoy.
La reducción de la demanda de petróleo, la inestabilidad en Oriente Medio y el norte de África y el temor a una
nueva recesión en Europa son, según los expertos, algunas de las causas del descenso en el precio del crudo
E
OCT.
elEconomista
EL PRECIO DEL BARRIL DE CRUDO
CONTINÚA EN CAÍDA LIBRE
l precio del petróleo continúa bajando. Si el
pasado mes de septiembre el precio del barril de
Brent de referencia en Europa se movía en el
entorno de los 96 dólares por barril -su precio
más bajo desde julio de 2012- a finales de este
mes de octubre el precio ha caído hasta los 85 dólares por
barril.
Por su parte, y con respecto al petróleo West Texas
Intermediate (WTI), al cierre de la sesión de la bolsa mercantil
de Nueva York el pasado 27 de octubre, el precio del barril se
SEP.
2014
situó en la barrera de los 80 dólares, concretamente 80,52
dólares por barril, perdiendo un 0,96 por ciento frente a los
81,30 dólares de la sesión anterior.
Según los expertos, este descenso tan significativo del
precio del crudo a nivel mundial se está produciendo por varios
motivos: el excedente de crudo en el mercado de parte de los
países productores, la reducción de la demanda petrolera, el
temor a una tercera recesión en Europa, el enfriamiento de la
economía china y la inestabilidad tanto en Oriente Medio como
en el norte de África.
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completos de la mano de Energía Hoy
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Energía
OPINIÓN
58
EL PERSONAJE
el zoo
energético
Por Rubén Esteller
El escudo protector
contra el déficit
l secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, necesitará un buen
escudo protector para evitar que el déficit de tarifa no se le desmadre
este año. La caída de la demanda y la rebaja de la potencia contratada
pueden abrir una brecha difícil de controlar. No obstante, Nadal tiene un as en la
manga ya que hasta la última liquidación -que se producirá en diciembre de
2015- no se podrá certificar si se ha sobrepasado el límite que obliga a subir
automáticamente los peajes. Consciente de la situación, el Gobierno ha decidido
pedir a las eléctricas sus cálculos y las empresas cuentan con otro factor que
corre a favor del Gobierno: los aumentos de potencia. Sí, los aumentos de
potencia contratada.
Los nuevos contadores digitales están provocando un incremento de la
potencia contratada en muchos hogares. Había familias que llevaban sin revisar
la potencia utilizado en sus hogares durante años y con la instalación del nuevo
equipo de medida -y su limitador de potencia- los incrementos se han hecho
necesarios para poder seguir manteniendo el nivel de suministro sin incómodos
cortes. Prueba de ello, es el bono social del que han tenido que salir casi
200.000 personas por culpa de este aumento de potencia.
Las eléctricas, no obstante, no están manteniendo una atención muy diligente
en este asunto. Hay confusión sobre los precios a cobrar por cada nuevo
kilovatio de potencia contratado, se tarda mucho en las gestiones y además los
clientes se han visto forzados a hacer inversiones de miles de euros para tener
que ubicar el contador en la calle. Esta obligación, que el Gobierno debería
retirar, supone un riesgo para la seguridad del equipamiento -resulta más fácil
piratearlos y son susceptibles de dar información a los cacos sobre la presencia
o no de habitantes en una casa-. Pese a todo, el Gobierno quiere incluso
penalizar el acceso al equipo de medida con tarifas superiores. Habrá que andar
con cuidado en tener al día la lectura del contador.
E
NAPI
Manuel Manrique
Presidente de Sacyr
La refinanciación del crédito de Sacyr por su participación en Repsol sigue
avanzando. La situación, no obstante, se ha vuelto algo más complicada por
culpa de la fuerte caída de los títulos de la petrolera. La constructora de
Manuel Manrique tiene su participación a 19 euros por lo que cualquier
precio por debajo de este rango obliga a otorgar unas garantías a las
entidades financieras. Si en un primer momento se barajaba la posibilidad
de una leve desinversión -por debajo del 1 por ciento- ahora la cantidad
puede incrementarse. Pese a todo, aún es pronto ya que la constructora
tiene de plazo hasta final de año y la petrolera todavía debe dar sus
resultados del trimestre, que se esperan buenos.
LA CIFRA
644
millones de
euros
Es el déficit de gas natural registrado por la Comisión
Nacional de Mercados y Competencia hasta agosto,
lo que supone un 40,5 por ciento más que en el
mismo periodo del año anterior. En lo que respecta a
la electricidad, y a expensas del ingreso de los
impuestos, el desajuste se sitúa en los 3.511
millones de euros con una demanda que cae un 2,7
por ciento.
EL ‘RETUITEO’
@Agenciaandaen
ergia
Una ventana con mal aislamiento
térmico puede hacernos perder
hasta el 30% de energía
destinada a calefacción