elEconomista Energía por la subasta de renovables Las … · 2018. 5. 30. · intradiario...

1 EnergíaelEconomista

EnergíaEnergíaelEconomista

Revista mensual

31 de mayo de 2018 | Nº 65

EL NEGOCIO MUNDIAL DE GNL SIGUE IMPARABLE Y SUBE UN 10% Estados Unidos escala puestos como país exportador y le disputa la primera plaza a Australia | P36

Las energéticas se interesan por la subasta de renovables

en Canarias | P6

Opinión

J.F. Glez Payno Director general Aldro Energía P18

Ralf Christian CEO Energy Manag. Siemens P12

Emilio Rousaud Copresidente de Entra

“El consumidor tendrá todo el poder de decisión y las empresas tendremos que

adaptarnos a sus necesidades” | P44

Ramón López Gerente de Grupo ASE P22

Energía2 elEconomista

06

Actualidad

Las energéticas se interesan por la subasta canaria renovable

El Ministerio y el Idae han sacado a información pública

los borradores de las futuras bases rguladoras

12. Opinión

Ralf Christian, CEO Div. Energy Siemens

“Los sistemas de almacenamiento compensan

la variabilidad de las fuentes renovables”

18. Opinión

J. F. González, director general Aldro Energía

“El próximo mes de junio el mercado eléctrico

intradiario cambiará las reglas del juego”

26. Renovables

Biometano comprimido para planta en Tarragona

Procesará 120 toneladas diarias de residuos y

generará 3.000 toneladas al año de biometano

30. Carburantes

Los bancos invierten en proyectos fósiles

En el último trienio, un total de 36 bancos

han invertido 345.000 millones de dólares

14

Electricidad

Renovables y ‘blockchain’ para el minado de criptomonedas

CryptoSolarTech construirá una planta FV de 45 MW en

Sevilla para abastecer una granja de minería en Málaga

36Gas

El negocio mundial del GNL sube un 10% en 2017

Australia sigue liderando las exportaciones, pero EEUU ha dado

un salto significativo gracias a su nueva capacidad de producción

44Entrevista

Emilio Rousaud, copresidente de Entra

“El consumidor tendrá todo el poder de decisión y

las empresas tendremos que adaptarnos a sus necesidades”

Edita: Editorial Ecoprensa S.A. Presidente de Ecoprensa: Alfonso de Salas Vicepresidente: Gregorio Peña Director Gerente: Julio Gutiérrez Directora de Relaciones Institucionales: Pilar Rodríguez Director de Marca y Eventos: Juan Carlos Serrano Director de elEconomista: Amador G. Ayora Coordinadora de Revistas Digitales: Virginia Gonzalvo Director de ‘elEconomista Energía’: Rubén Esteller Diseño: Pedro Vicente y Alba Cárdenas Fotografía: Pepo García Infografía: Clemente Ortega Redacción: Concha Raso

SUMARIO

Energía3 elEconomistaEDITORIAL

E l Gobierno ha aprobado un decreto que permitirá impulsar la utilización de las infraestructuras gasistas, así como mejorar el funcionamiento del mercado. Este Real Decreto adapta el marco regulatorio para facilitar la contratación de nuevos servicios en las instalaciones gasistas y hacer un uso más

eficiente de los existentes. Cabe destacar, a este respecto, las medidas relativas al bunkering -suministro de combustible de barco a barco-, que son particularmente importantes para dar un mayor uso a las plantas de gas natural licuado (GNL) y para permitir que los puertos españoles puedan facilitar el suministro de GNL para navegación. Esta normativa supondrá un paso de gigante para poder convertir a España en un verdadero hub del gas y lograr así mejores precios de abastecimiento para nuestro país en un momento en el que, por ejemplo, el gas estadounidense se logra comprar casi a precios más competitivos que los que está ofreciendo en estos momentos Argelia.

Asimismo, el Gobierno establece la estructura del peaje de inyección de biogás/biometano desde las plantas de tratamiento de residuos, adaptando el marco normativo actual a las necesidades de avanzar en la descarbonización de nuestra economía y abre la puerta a este tipo de plantas que pueden registrar un importante crecimiento, como el que se registra en otros grandes países europeos.

El Real Decreto aprobado establece también un procedimiento más ágil para inhabilitar a las comercializadoras fraudulentas, a la vez que se protege a los consumidores afectados que seguirán manteniendo su suministro a través de una comercializadora de último recurso, sin perjuicio de que puedan cambiarse a otra comercializadora de su elección.

El Gobierno regula el procedimiento de baja de instalaciones de la red básica de gas y se regulan las obligaciones de desmantelamiento de las infraestructuras del sistema para garantizar la seguridad y la protección del medio ambiente. Por último, se reestablece la tramitación de las instalaciones afectadas por el Real Decreto-ley 13/2012, lo que les permitirá obtener la autorización administrativa y se determina un procedimiento para evaluar si su puesta en operación comercial es necesaria para el adecuado funcionamiento del sistema gasista. Esta medida permitirá reabrir plantas como el Musel y permitir una mayor entrada de gas y, con ello, una bajada del precio.

El Gobierno ha aprobado un paquete de medidas para impulsar la utilización de las infraestructuras gasistas y lograr convertir a España en un verdadero ‘hub’ para el gas licuado

España reactiva su apuesta para crecer en el sector del gas licuado

EL ILUMINADO

EL APAGÓN

J. M. González Vélez PRESIDENTE DE GESTERNOVA

La compañía ha registrado una importante mejora de sus resultados durante el pasado ejercicio y refuerza su apuesto en Contigo Energía.

Antonio Costa PRIMER MINISTRO DE PORTUGALEl primer ministro de Portugal, Antonio Costa, aplaudió con rapidez la oferta de China Three Gorges sobre EDP sin escuchar a sus socios europeos.

@eEEnergia

Energía4 elEconomistaAGENDA

Evento: Bioterra 2018.

Organiza: Ficoba.

Lugar: Recinto Ficoba Irún (Guipúzcoa).

Contacto: http://bioterra.fico-

ba.org/micro_Bioterra/index.asp

Evento: II Encuentro Hispano-Alemán de

Eficiencia y Renovables.

Organiza: Cámara de Comercio Alemana.

Lugar: Santa Cruz de Tenerife (Canarias).

Contacto: https://www2.ahk.es/event

Evento: Curso de Financiación en Energías

Renovables.

Organizan: Appa y Enerclub.

Lugar: Paseo de la Castellana, 257 (Madrid).

Contacto: http://www.enerclub.es

Evento: II Natural Capital Summit.

Organizan: Ecoacsa y F. Empresa & Clima.

Lugar: Cosmocaixa (Barcelona).

Contacto: https://naturalcapital-

summit.wordpress.com

Evento: Genera 2018.

Organiza: Feria de Madrid (Ifema).

Lugar: Ifema (Madrid).

Contacto: http://www.ifema.es/genera_01

Evento: Jornadas sobre Biometanización RSU.

Organiza: Grupo Biotecnología Ambiental

Universidad de Barcelona.

Lugar: Diagonal 647 (Barcelona).

Contacto: http://www.ub.edu/biometa/index1.html

Evento: Intersolar Europe.

Organizan: Solar Promotion y FWTM.

Lugar: Münich (Alemania).

Contacto: https://www.intersolar.de/en/home.html

Evento: IV Congreso Eólico Español.

Organiza: Asociación Empresarial Eólica (AEE).

Lugar: Hotel Meliá Avenida de América (Madrid).

Contacto: https://www.aeeolica.org/es/aee-divul-

ga/congreso-eolico-espanol

Evento: World Nuclear Exhibition 2018.

Organiza: Reed Expositions.

Lugar: París (Francia).

Contacto: http://www.world-nuclear-exhibi-

tion.com

Evento: The Energy Efficiency Trade Fair.

Organiza: Reeco GmbH.

Lugar: Rheinstetten (Alemania).

Contacto: https://www.aeeolica.org/es/aee-divul-

ga/congreso-eolico-espanol

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En Gas Natural Fenosa no invertimos en palabras como “compromiso”, sino en seguir formando a través de nuestra Universidad Corporativa. Por eso nuestros cerca de 18.000 empleados están orgullosos de pertenecer a una de las mejores compañías para trabajar en España*, y en la que el 95,5% de su plantilla es fija.

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Hemos invertido más de

13,9 millones de € para formar

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LAS ENERGÉTICAS SE INTERESAN POR LA SUBASTA DE RENOVABLES EN CANARIASMientras las empresas analizan su participación en las diferentes pujas, el Ministerio ha sacado a información pública la propuesta de normativa para regular las ayudas a los proyectos, y el Idae el borrador de la primera convocatoria específica para la eólica

ACTUALIDAD

CONCHA RASO

Instalación eólica en Tenerife.

ISTOCK


Aunque aún no hay una fecha definida, lo cierto es que la primera subasta de renovables que se celebrará en Canarias está a la vuelta de la esquina. Algunas de las principales compañías del sector han confirmado a nuestra publicación su interés por participar en alguna de las pujas.

Es el caso de Gas Natural Fenosa, que actualmente cuenta con una cartera de proyectos eólicos y fotovoltaicos en tramitación en el Archipiélago con la intención de presentarlos a dichos concursos. En abril inauguró en Gran Canaria su primera instalación eólica en las Islas y ha comenzado en Fuerteventura las obras de otro parque eólico.

Endesa, Iberdrola y Disa también están analizando su participación. La primera cuenta con 15 parques eólicos en Canarias que suman una potencia conjunta de 63 megavatios. La segunda está desarrollando en Tenerife su primer parque eólico en las Islas. Y Disa aumentará su potencia renovable hasta los 64 megavatios cuando entren en funcionamiento los tres parques eólicos que está construyendo en Tenerife.

Lo cierto es que poco a poco se van conociendo los detalles de unas pujas que llevan nueve meses de retraso. Por un lado, el Ministerio de Energía ha sacado a información pública una propuesta de normativa que regula la entrega de ayudas a este tipo de instalaciones. Por otro, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (Idae) ha presentado una propuesta de Resolución por la que se realiza la primera convocatoria para la concesión de ayudas a instalaciones eólicas en Canarias con una potencia instalada igual o superior a 800 kW, con un presupuesto máximo de 80 millones de euros.

En líneas generales, el borrador del Ministerio establece que las ayudas, que serán a fondo perdido y cofinanciadas con Fondos Feder, se medirán en euros por megavatio, no podrán superar los 50 millones por proyecto, se exigirá una garantía financiera de 20.000 euros por megavatio para participar en la convocatoria y se podrán pedir adelantos sobre las ayudas que tendrán que ser avalados con otra garantía financiera específica.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE) no está conforme con algunos de los puntos de la futura normativa. En las alegaciones presentadas a la propuesta del Ministerio, la patronal considera que el plazo de finalización de las plantas, establecida para el 31 de diciembre de 2020, “es un poco ajustado”, a la vez que considera conveniente que el plazo de presentación de la Autorización Administrativa -que la Propuesta de Orden dice que debe realizarse en el momento de la solicitud-, “se acompase con la presentación de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA)” -que puede retrasarse hasta

diez días posteriores a la publicación de la resolución provisional- “y quede establecido como un plazo fijo a partir de la fecha de solicitud”.

Según la propuesta del Ministerio, la percepción de las ayudas reguladas en la Orden “es incompatible con otras ayudas que se otorguen para la misma finalidad”. Sin embargo, AEE propone incluir como excepción “los incentivos fiscales en Canarias, considerados ayudas de Estado, que son fundamentales para la viabilidad económica de las nuevas instalaciones”.

La patronal también considera que las instalaciones eólicas objeto de las ayudas, “puedan incorporar almacenamiento en baterías si en la convocatoria específica así se considera”. Asimismo, cree que la Propuesta de Orden debería venir acompañada “de una memoria que permita evaluar los impactos de ésta y de un calendario público con todas las convocatorias previstas y para qué tecnología”.

ACTUALIDAD

■ Unef opina que el borrador de la primera convocatoria de ayudas del Idae es “discriminatorio” porque “solo contempla la tecnología eólica”, cuando las dos tecnologías “son perfectamente complementarias”. Asimismo, solicita que se establezca “una reserva de un 20% de la energía a subastar para plantas con una potencia inferior a 10 MW para garantizar mayor competencia en el sector y reducir la concentración en el mismo”. ■ Respecto a la Propuesta de Orden del Ministerio, en las alegaciones hechas por la patronal del sector fotovoltaico solicita que, en el caso de no cubrir el valor de la potencia máxima a instalar por isla, tecnología o convocatoria, “se deje la posibilidad de dar una segunda vuelta o trasladar la capacidad remanente a la segunda convocatoria”. También pide “una posible prórroga del plazo para la realización de los proyectos -establecido en el 31 de diciembre de 2022- en caso de ser justificado por una serie de eventos que dependan de terceros”. Respecto a los criterios de valoración para la concesión de ayudas, la patronal estima “que se debería requerir un mínimo de horas en el recurso de las instalaciones eólica y fotovoltaica” y propone que el importe solicitado “sea el criterio principal para la obtención o no de la ayuda, considerando la viabilidad administrativa como un requisito”.

Los fotovoltaicos se sienten discriminados Instalación eólica

en Canarias de Gas Natural

Fenosa. EE


Primera convocatoria para la eólica en Canarias Respecto a la propuesta de Resolución presentada por el Idae específica para la eólica en Canarias, el borrador no recoge la potencia máxima sujeta a concurso en cada una de las islas para la concesión de las subvenciones, algo que AEE cree “imprescindible saber con anterioridad, para decidir los proyectos que se presentarán a este concurso”. No obstante, obtendrán más puntos -entre 0 y 22- los que menos dinero pidan, los que exploten un mayor recurso natural y tengan mejor señal de localización.

“Lo que nosotros queremos es que se gasten los 80 millones en nuevas instalaciones para contribuir a que se abarate el coste de la generación en Canarias y se reduzcan las emisiones de CO2 y las importaciones de petróleo y, por eso, lo que tiene que haber son proyectos suficientes que se presenten”, dicen desde la asociación. Sin embargo, a día de hoy, tan solo unos 50 MW eólicos en las islas disponen de Autorización Administrativa.

Generar un MWh en Canarias, según REE, costó de media 131 euros en 2017, mientras que el precio del mercado peninsular fue de 52,24 euros/MWh. Cada MWh producido con las nuevas instalaciones eólicas les podría ahorra a los consumidores eléctricos casi 80 euros, por lo que las

ayudas de esta convocatoria están justificadas, principalmente, por razones económicas.

Lo que sí establece la Propuesta presentada por el Idae es que la ayuda total concedida no podrá superar los 15 millones de euros “por empresa y por proyecto de inversión”, un punto que, en opinión de AEE “resulta algo confuso de interpretar”. En este sentido, consideran que el límite de 15 millones “debería aplicarse por proyecto, pudiendo una misma empresa acumular todos los proyectos que estuvieran en mejor posición competitiva que otros, siempre que se cumplan el resto de los límites establecidos, en particular el límite de potencia por isla”. La Propuesta de Resolución también recoge que la cuantía máxima de la ayuda unitaria que se podrá conceder por proyecto en cada isla será de 500.000 euros/MWh en La Gomera, 526.000 euros en Fuerteventura, 563.000 euros en La Palma, 589.000 euros en Gran Canaria, 610.000 euros en El Hierro, 637.000 euros en Lanzarote y 684.000 euros/MWh en Tenerife. El borrador establece que el plazo de presentación de solicitudes será de tres meses naturales después de su publicación en el BOE y se realizará por vía electrónica. Las instalaciones deberán estar completamente finalizadas antes del 31 de diciembre de 2020.

El borrador no recoge la potencia

eólica máxima sujeta a concurso

en cada isla

ACTUALIDAD

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Trece startups han sido elegidas en la segunda edición española del EDP Acceleration Program entre más de cien propuestas recibidas. En las próximas semanas, las startups desarrollarán sus ideas y prepararán un proyecto piloto con el asesoramiento de profesionales de EDP. Sus áreas van desde el desarrollo de plataformas de eficiencia energética hasta soluciones aplicadas a las renovables. El 19 de junio tendrá lugar la fase final de este programa.

NACIONAL

EDP selecciona trece ‘startups’ emprendedoras

Jorge Unda, hasta la fecha director general del área de Ingeniería y Construcción del Grupo Sener, ha sido nombrado consejero delegado para todo el Grupo, en sustitución de Jorge Sendagorta. Unda cuenta con una dilatada trayectoria en la compañía. Se incorporó a la firma en 1986 como ingeniero de proyecto y, posteriormente, como director de proyecto en el ámbito aeroespacial. En 1997 fue nombrado director general adjunto y, en 1998, director general.

Jorge Unda, nuevo consejero delegado

de Sener

Holaluz y Nexus Energía han resultado adjudicatarias del contrato de suministro de electricidad del Ayuntamiento de Madrid, que el Gobierno municipal exigió que se prestase a través de renovables. El contrato está dividido en cuatro lotes y su precio de licitación es de unos 82 millones de euros. Holaluz se ha hecho con los lotes I, III y IV mientras que Nexus ha obtenido el lote II. Iberdrola ha anunciado que recurrirá la adjudicación al haber sido excluida de la licitación.

Holaluz y Nexus suministrarán luz

a la CAM

La empresa Cubierta Solar finalizará el próximo mes de diciembre en Alicante la instalación fotovoltaica para autoconsumo más grande del país, con una potencia superior a los 2 megavatios. Los paneles solares se instalarán en las cubiertas de las naves de la empresa textil TexAthenea, con sede en Villena. La instalación, de dimensiones similares a cuatro campos de fútbol, generará más de 4 millones de kWh al año y evitará la emisión de 1.480 toneladas de CO2 a la atmosfera.

Proyecto de autoconsumo de Cubierta Solar

Iberdrola ha dado un salto en su oferta digital para clientes y ha presentado Energy Wallet, un nuevo monedero que permitirá comercializar electricidad mediante un sistema de bonos de prepago de seis meses, un año y dos años, con el que además se podrá pagar por el servicio de todas las viviendas como si fueran una. Además, la electricidad que se comercializa en Energy Wallet cuenta con el certificado de garantía de origen cien por cien renovable.

Iberdrola venderá electricidad con

bonos de prepago


Cuatro empresas internacionales, las españolas Calvera y Clantech, la danesa GreenHydrogen y la alemana GFW colaboran en una solución basada en la producción y el consumo local de hidrógeno procedente de fuentes renovables, que minimiza el impacto ambiental, y que servirá para propulsar, el año que viene, los autobuses de Rennerod, población de Alemania situada al norte de Fráncfort.

INTERNACIONAL

El hidrógeno moverá autobuses

en Alemania

Vestas ha cerrado un contrato de 106 MW para construir dos parques eólicos en la provincia de Buenos Aires. El pedido incluye el suministro e instalación de 28 turbinas V136-3.45 MW. Se trata de los parques Pampa y De la Bahía, con una capacidad de 53 MW respectivamente. El pedido incluye un contrato de mantenimiento a 20 años. La entrega de las turbinas está prevista para el último trimestre de 2018 y la puesta en marcha para 2019.

Vestas consigue un pedido de 106 MW

en Argentina

El Akademik Lomonosov, amarrado en el puerto de Múrmansk y construido por Rosatom, tiene dos reactores con una capacidad de 35 MW cada uno, similares a los utilizados en los rompehielos. Sin motor propio, este pontón de 21.000 toneladas será remolcado en el verano de 2019 hasta el puerto de Pevek, 350 km al norte del círculo ártico, donde podrá abastecer a la población local y a las plataformas petroleras de la zona.

La primera nuclear flotante del mundo

está en Rusia

Siemens va a suministrar seis turbinas de gas SGT-800 a un proyecto de central de ciclo combinado cerca del puerto marino de Colón, en la Costa del Caribe que, junto con una turbina de vapor, proporcionarán 440 MW de electricidad. Las turbinas cubrirán la demanda de 1,9 millones de habitantes en Panamá. El cliente es el contratista chino Shanghai Electric, responsable de la construcción de la central, que estará terminada a finales de 2020.

Turbinas Siemens para una central

en Panamá

La instalación Cerro Dominador, será el primer proyecto combinado de termosolar y FV en América Latina, de 210 MW de capacidad total instalada. Abengoa culminó hace unos meses la construcción de la planta FV, con una potencia de 100 MW. En consorcio con Acciona, ejecutará la planta termosolar de tecnología de torre de 110 MW, la mayor de Latinoamérica. El proyecto cuenta con una inversión de 650 millones de euros.

Acciona y Abengoa se alían para una

planta solar en Chile

Energía12 elEconomistaOPINIÓN

Una cifra que nunca me deja de impresionar

Se espera que el sector de almacenamiento de

energía conectado a la red se multiplique

por diez en 2025. Eso significa crecer desde

los cinco gigavatios de capacidad instalada

que había en 2017, hasta los 50 gigavatios

en el año 2025

Ralf Christian

Consejero delegado de la División Energy Management de Siemens A.G. Caminamos hacia un futuro en el que el mundo

estará cada vez más electrificado, sobre todo en áreas como el transporte o la calefacción. Para que ese futuro sea una realidad razonable y sostenible, necesitamos una participación cada

vez mayor de las fuentes de energía renovables en el mix energético global. Y aquí es donde entra en juego una cifra: 3.100. Ese es el número de gigavatios adicionales que las fuentes de energía renovable aportarán en 2030 respecto a la cuantía actual. Frente a ello, se prevé que la producción de energía convencional crezca solo en 400 gigavatios.

Sin embargo, no tenemos influencia sobre si el sol brilla o si el viento sopla. Y aquí es donde los sistemas de almacenamiento de energía entran en juego, al compensar la variabilidad de las fuentes renovables. Añádase a esto un nuevo desarrollo: los sistemas de generación distribuida, que dan independencia a los consumidores finales -en algunos casos incluso llegando a hacerles autónomos de la red eléctrica principal- y que cada vez serán más habituales. Para las nuevas instalaciones, esperamos que la proporción de dichas sistemas distribuidos sea de alrededor del 62 por ciento en 2020. En comparación los sistemas de la red central alcanzarán el 38 por ciento.

Este desarrollo también cuenta con la expansión de la tecnología de almacenamiento de energía. Para garantizar un suministro de energía confiable, independientemente de la red eléctrica, debe ser posible que incluso la electricidad que ya se ha producido pueda almacenarse temporalmente y extraerse cuando sea necesario.

Los sistemas de almacenamiento de energía también pueden contribuir de manera vital al desarrollo de varios sectores. Echemos un vistazo a la movilidad eléctrica, por ejemplo: en 2020 habrá un millón de automóviles eléctricos solo en Alemania, lo que significa un millón de unidades potenciales de almacenamiento de energía rodante. Se espera que el sector de almacenamiento de energía conectado a la red se multiplique por diez en 2025. Eso significa crecer de solo cinco gigavatios de capacidad instalada en 2017 a 50 gigavatios en 2025, según IHS Markit, al tiempo que las previsiones de Bloomberg New Energy Finance para el mercado de almacenamiento de energía hablan de un crecimiento hasta los 100.000 millones de dólares para el año 2030. Por todo ello estimo que habrá tres campos principales para las aplicaciones de almacenamiento de energía:

1. Cumplir con las necesidades críticas de energía: este aspecto es vital para los procesos de producción críticos en la industria o en los centros de datos, por ejemplo. Aquí, un fallo de


suministro de energía de unos pocos minutos puede provocar daños que ascienden a millones de euros. El sistema de almacenamiento sirve como un sistema de respaldo en estos casos. El sistema Siestorage de Arcelor Mittal en Eisenhüttenstadt puede, por ejemplo, usar un motor eléctrico para poner en marcha la turbina de gas de la planta de energía de la compañía en caso de un apagón, permitiendo que la planta continúe operando.

2. Reducir los costos y el CO2: otra área de aplicación son las microrredes, en las que diferentes productores de energía, que utilizan fuentes convencionales o renovables, deben interactuar de forma óptima para proporcionar un funcionamiento eficiente de la red. La isla de Ventotene en Italia, por ejemplo, reduce hasta un 15 por ciento de CO2 a través de un sistema de almacenamiento de Siemens. Los generadores diésel se pueden usar más eficientemente porque las cargas pico a corto plazo están cubiertas por la energía del sistema de almacenamiento y no por los generadores. Agregar almacenamiento a la red de la isla también permite una mayor integración de las energías renovables.

3. Generar flujos de ingresos: también es posible obtener ganancias simplemente asegurándose de que se proporciona capacidad de almacenamiento para compensar las fluctuaciones de frecuencia en la red. El centro comercial finlandés Sello, por ejemplo, obtuvo beneficios adicionales de 480.000 euros en un solo año por ello. Los módulos de energía solar fotovoltaica del propio centro producen electricidad. Cualquier potencia producida en exceso de lo que el centro necesita en un momento dado se canaliza directamente a su sistema de almacenamiento de energía eléctrica Siestorage de 1.68 megavatios.

No tengo dudas de que los sistemas de almacenamiento son cada vez más importantes. Esta es la razón por la cual Siemens y AES unieron fuerzas en 2018 en enero al crear Fluence, un nuevo proveedor global de tecnología y servicios de almacenamiento de energía. El objetivo: ofrecer sistemas de almacenamiento de energía probados y competitivos para una industria en rápida evolución. Un criterio vital para esto es optimizar dichos sistemas para satisfacer las necesidades de diferentes clientes.

También hay proyectos impresionantes en varios países que me gustaría destacar. Echemos un vistazo a la iniciativa de almacenamiento de energía recientemente anunciada en el estado australiano de Victoria, por ejemplo. Su objetivo es mejorar la capacidad de la red eléctrica victoriana para apoyar la generación de electricidad renovable y aumentar la fiabilidad de la red regional.

Como parte de esta iniciativa, Fluence construirá y operará el primer sistema de almacenamiento de energía a nivel de red conectado a la red como parte de un consorcio. El sistema de almacenamiento de energía basado en baterías de 30 MW y 30 MWh soportará servicios críticos de demanda máxima y control de frecuencia para mejorar la seguridad y confiabilidad del suministro de energía del Estado como parte de su rápida transición a recursos de energía renovable. O, por ejemplo, en California se construirá el sistema de almacenamiento de energía más grande del mundo. En este caso, 1.284 MW de ciclo combinado de combustión a gas se conectarán con 100 megavatios de almacenamiento de energía a batería. Con una capacidad de 400 MWh, proporcionará a California energía limpia y confiable.

Siemens y AES crearon en enero pasado Fluence, un nuevo proveedor global con el objetivo de ofrecer sistemas de almacenamiento de energía probados y competitivos para una industria en rápida evolución

Ralf Christian

Consejero delegado de la División Energy Management de Siemens A.G.


Las energías renovables han encontrado en el sector de las criptomonedas una nueva vía para su expansión. La ingente cantidad de electricidad que necesitan los equipos informáticos que se utilizan en las granjas para el minado de las más de 1.400 criptodivisas que existen actualmente en el mercado mundial -y que

puede representar hasta el 70 por ciento del coste total de las operaciones-, ha llevado a algunas empresas a recurrir al uso de tecnologías más limpias y eficientes para abastecer ese gran volumen de energía.

Una de estas iniciativas se va a desarrollar en nuestro país. La sociedad española CryptoSolarTech se ha embarcado en un “proyecto pionero a nivel

RENOVABLES Y ‘BLOCKCHAIN’, EL TÁNDEM PERFECTO PARA EL MINADO DE CRIPTOMONEDAS

CONCHA RASO

CryptoSolarTech se ha embarcado en España en un proyecto pionero para construir una planta FV de 45 MW que abastecerá los 3.000 equipos que se instalarán en una granja para minar criptomonedas

ELECTRICIDAD

Energía eólica y solar para

el minado de bitcoins. ISTOCK

15 EnergíaelEconomistaELECTRICIDAD

mundial” en el sur de España, cuyo principal objetivo es diseñar, construir, mantener y operar una megaplanta solar fotovoltaica, de 45 megavatios de capacidad, que abastecerá de energía a los 3.000 equipos Asics que se instalarán en una nave habilitada en Málaga, en lo que se convertirá “en la mayor granja de minado para criptomonedas en España”, ha explicado a elEconomista Energía Alain Aguirre, consejero delegado y cofundador de CryptoSolarTech.

Las máquinas funcionarán a pleno rendimiento las 24 horas del día, los 365 días del año, para minar sus propias criptomonedas y garantizar la máxima producción mediante el uso de la tecnología blockchain -cadena de bloques- y los contratos smart de Ethereum; y, de paso, “hacemos una minería sostenible y rentable, sin necesidad del uso de electricidad común”, comenta Aguirre.

Para los que desconozcan el proceso, minar criptomonedas consiste en destinar la potencia de un ordenador para confirmar las transacciones que realizan los usuarios de criptodivisas y añadirlas a la blockchain. Por cada operación realizada, se recibe una pequeña compensación económica en forma de monedas digitales que, posteriormente, pueden cambiarse a euros, dólares, yenes, etc.

El proyecto, valorado en más de 71 millones de euros, será financiado con la recaudación obtenida de la venta, en varias fases, de una partida de 1.260 millones de tokens digitales a través de una ICO -Initial Coin Offering, sus siglas en inglés- que permitirá a sus poseedores el alquiler de las máquinas para extraer los criptoactivos que elijan entre diferentes carteras ofrecidas por CryptoSolarTech y obtener un descuento especial del consumo de energía de la minería. Al cierre de esta edición, la sociedad ha conseguido vender cerca de 180 millones de tokens por valor de nueve millones de euros.

“La mayor parte de los inversores serán nacionales, aunque también hemos lanzado una campaña internacional que confiamos dará sus frutos”, señala el cofundador de CryptoSolarTech. En la fase de pre-venta, “cerca de 130 clientes ubicados en España han invertido entre 5 y 10.000 euros en la compra de tokens, a los que se han unido inversores privados -también nacionales- que han invertido cantidades más elevadas”, explica Aguirre.

Fuera de España, la búsqueda de financiación la están centrando en Latinoamérica -región en la que las granjas de criptomonedas no están aún muy explotadas-, así como en algunos países europeos como Inglaterra, Alemania y Francia, lugar éste último en el que ya cuentan con un inversor.

“Las criptomonedas van a suponer un cambio en el sistema financiero”, apunta Aguirre. “Cada vez más empresas de la banca tradicional están

invirtiendo en esta tecnología. Nosotros proporcionamos al cliente tener su propia producción de criptomonedas el tiempo que desee, consiguiendo un beneficio. Ahora mismo tenemos un plan a un año con un 36 por ciento de rentabilidad sobre el capital invertido, de manera que con una inversión de 1.000 euros el cliente gana 360 euros”, detalla el CEO de CryptoSolarTech.

Nueve plantas solares por 43 millones de euros La construcción de la megaplanta solar, en la que se invertirán cerca de 43 millones de euros, será posible gracias a la alianza con Grupo Platasol, un grupo de empresas dedicado a la gestión de proyectos renovables -con plantas en otros países como México,- que se encargará de gestionar la venta de las instalaciones fotovoltaicas entre sus propietarios y CryptoSolarTech.

La megaplanta solar estará compuesta por un total de nueve instalaciones fotovoltaicas de distintas potencias en la provincia de Sevilla y también en Jaén, con una producción neta anual de más de 113 millones de kWh al año. La mitad de los 45 MW estarán construidos en la primera fase del proyecto y todas las plantas estarán listas en abril de 2019. “Actualmente ya tenemos un megavatio en operación en la localidad sevillana de Cantillana que se

El especialista en ‘blockchain’Alex De Vries, pronostica que la red Bitcoin podría consumir el 5% de la electricidad mundial si el precio de esta criptomoneda sigue subiendo. Según sus estimaciones, el uso actual mínimo de la red Bitcoin es de 2,55 GW, lo que significa que usa casi tanta electricidad como Irlanda. Una sola transacción emplea tanta electricidad como la de un hogar medio en los Países Bajos en un mes. A finales de año, cree que la red podría estar utilizando hasta 7,7 GW, tanto como la mitad de un punto porcentual del consumo total mundial.

El minado de Bitcoins dispara el consumo mundial de electricidad

Planta FV de CryptoSolarTech en Marchena (Sevilla). EE

16 EnergíaelEconomistaELECTRICIDAD

corresponde con cuatro de esas plantas. Otras están prácticamente finalizadas y el resto cuentan con la documentación pertinente y los terrenos adquiridos. Tan solo falta traspasar la propiedad a nuestra sociedad”, explica Aguirre.

Cada una de las máquinas que se instalarán en la granja de minado de Málaga consumirán entre 1 y 1,5 kWh al día. Como las máquinas trabajarán 24 horas y las plantas FV solo las pueden alimentar unas ocho horas de media al día y los mineros no pueden estar apagados 16 horas diarias, toda la energía producida por la planta será adquirida por la comercializadora de electricidad verde Respira Energía a través de un Acuerdo de Compra de Energía (PPA) a un precio fijo durante 15 años por contrato, con un retorno sobre la inversión en las placas fotovoltaicas después de impuestos de un 8,19 por ciento.

“Si hacemos un cálculo en base a seis horas al día de producción de energía de esos 45 MW, estimamos una generación de energía de 270.000 kilovatios hora al día. Si vendemos por PPA a Respira Energía la potencia generada en 0,045 euros kilovatio hora, los ingresos brutos recibidos serán de 12.195 euros al día, lo que significa que tendremos casi 10.000 euros de flujo de caja libre para atender los pagos del consumo de energía de los mineros y obtener un excedente de 174,57 euros al día”, explica Aguirre.

Este ingreso garantizado, continúa el CEO de CryptoSolarTech, “lo utilizaremos para comprar energía para operar la planta de minado, con la garantía de que en tiempos de bajo rendimiento no perderemos capital por sufrir más gasto de energía que de producción”.

Entre sus objetivos más inmediatos se encuentran la creación de un departamento de I+D, “que ya está en desarrollo”, y la ampliación del propio proyecto. “Además de energía solar, queremos introducir otras renovables aún más eficientes para incrementar nuestra capacidad. La idea es invertir el 20 por ciento del rendimiento para seguir creciendo”.

La intención de CryptoSolarTech también pasa por hacer más proyectos de estas características en España. Para ello está llevando a cabo alianzas con varios partners. La sociedad se encuentra en conversaciones con empresas del sector para implementar energía termosolar con un nuevo diseño de espejos más duraderos y para adquirir una empresa de biogás. También quieren poner el foco en el uso de energía eólica e hidráulica, tal y como han hecho en la provincia china de Sichuan, donde desarrollaron varias instalaciones hidroeléctricas para abastecer ciudades que nunca se construyeron y que ahora se están empleando para extraer bitcoins.

43 Son los millones de euros que se invertirán en la megaplanta solar fotovoltaica

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El modelo bursátil del nuevo mercado eléctrico intradiario

En junio, el mercado eléctrico intradiario cambiará las reglas

del juego en España. Operará como la bolsa,

es decir, las reglas del ‘pool’ variarán

para cada casación y funcionará aceptando

ofertas continuamente a precios diferenciados

José Francisco González Payno

Director general de Aldro Energía El próximo mes de junio el mercado eléctrico

intradiario cambiará las reglas del juego en España. Aunque su porcentaje de compraventa de energía no sea aún representativo respecto al mercado diario -en el que los precios de la

electricidad se fijan a las 12:00h para las 24 horas del día siguiente-, el intradiario es una herramienta cada vez más importante para que los agentes del mercado puedan ajustar sus operaciones. Pese a su poco peso en España, se está desarrollando poco a poco debido a la creciente capacidad de generación intermitente.

En palabras de Pedro Basagoiti, director de Sistemas de Información de Omie (Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español), “el intradiario operará como la bolsa”, es decir, las reglas del pool variarán para cada casación y funcionará aceptando ofertas continuamente a precios diferenciados.

Las actuales 24 negociaciones intradiarias, estructuradas en seis sesiones que se distribuyen entre ofertas de venta, ofertas de adquisición y procesos de casación y resultados, darán paso a operaciones en tiempo real con reglas variables en

función de cada operación. Esta reforma representará el acercamiento del mercado al

tiempo real, facilitando -teóricamente- una participación más activa de la demanda al permitir optar a las mejores ofertas antes de la generación, lo que supondrá un mayor índice de fiabilidad y, en consecuencia, una mayor rentabilidad.

Al margen de favorecer la participación de la demanda, que los precios del intradiario cambien para cada casación ayudará, al menos en teoría, a la integración de las renovables y a la reducción de los costes del sistema. Las energías renovables también optarán a las mejores ofertas antes de generar, resultando así una negociación de predicción más fiable. La reforma ya ha sido realizada en varios países europeos y las previsiones en España son positivas. Plazos muy cortos de 15 o 30 minutos, con los que ya operan esos países.

Actualmente, para llegar a los precios, se efectúa un procedimiento marginalista, de tal forma que todos los generadores cobran el precio de la oferta más cara de entre todas las necesarias para cubrir la demanda. Algunas compañías de energías renovables restan importancia al mercado marginalista, pero no parece que vayan a producirse


cambios en esta dirección en los próximos años en Europa. Además de las facilidades para integrar a las renovables y

para favorecer la participación de la demanda, esta reforma del mercado intradiario se aproxima a las subastas intradiarias europeas, avanzando así en el proyecto de integrar el Mibel (Mercado Ibérico de la Electricidad) en el modelo de la Unión Europea.

Por lo tanto, la implantación de este mercado con nuevas reglas representa una parte importante del futuro mercado eléctrico europeo, que supondrá promover la competencia hasta una hora antes del tiempo real, detalle que posibilitará que los agentes ajusten su posición las veces que necesiten tras la casación del mercado diario.

Una negociación implícita continua, compatible, por otro lado, con las negociaciones que actualmente tiene el intradiario, pretende dotar de mayor liquidez a las transacciones que se producen en un horizonte menor diario, ofreciendo así la posibilidad de que se produzcan transacciones transfronterizas.

Esta negociación, por lo tanto, avanza hacia un modelo de integración en el que los agentes del mercado pueden gestionar sus desbalances de energía con mejores resultados porque se pueden beneficiar de la liquidez nacional y de la liquidez disponible en mercados de otros países.

Siendo un mercado con un porcentaje aún tan bajo en España, el nuevo intradiario servirá como muestra no solo para comprobar si aumenta la demanda o favorece a las renovables, sino también para saber si los pasos lógicos de evolución hacia

un mercado europeo de la electricidad se desarrollan con normalidad.

Compartir el algoritmo Euphemia ya fue uno de esos pasos en el mercado diario, este nuevo modelo propio de la bolsa que se va a implementar en el mercado intradiario es otro de los pasos hacia esa integración eléctrica europea. Además, en 2019 está prevista una subasta de intradiario a las 22:00h, en la que entrarán todos los agentes y se fijarán las capacidades de interconexión entre países y un precio único.

El mínimo de interconexión eléctrica fijada en 2002 por la UE fue fijado en el diez por ciento de la capacidad de producción de un país. El objetivo de esta medida era el de evitar que hubiese países aislados y fomentar el apoyo entre los miembros para promocionar el Mercado Único de la electricidad.

La interconexión es positiva para el mercado, pero España necesita más seguridad en la red europea y realizar operaciones reales, no con una cantidad de electricidad limitada que no sea representativa de una interconexión a pleno rendimiento.

La reforma del intradiario favorecerá ese modelo europeo hacia el que se dirige el sector, pero se han de acometer los cambios siendo conscientes de que, para que realmente tengan efecto, debe crecer la demanda y la participación.

En la actualidad, España es capaz de intercambiar 2.800 megavatios, una cuarta parte de la cantidad exigida por la Unión Europea, cantidad que aún está lejos de las previsiones para los próximos años, previsiones que cuentan con un mercado intradiario con mayor importancia.

España es capaz de intercambiar 2.800 MW, una cuarta parte de la cantidad exigida por la UE y que aún está lejos de las previsiones para los próximos años, que cuentan con un mercado intradiario con mayor importancia

José Francisco González Payno

Director general de Aldro Energía


Las reacciones no se han hecho esperar. Desde Aege sostienen que los resultados de la subasta suponen una pérdida de retribución de un 40% respectos a la de 2017. En Aspapel consideran que el sistema se ha ido desvirtuando y no se ajusta a sectores como el papelero

Las subastas de asignación del servicio de interrumpilidad, organizadas por Red Eléctrica entre el 21 y el 23 de mayo para el segundo periodo de entrega de 2018 (establecido desde el 1 de junio al 31 de diciembre de 2018), finalizaban con la

asignación de 2.600 megavatios de potencia interrumpible a grandes consumidores de electricidad, divididos en un total de 25 bloques de 40 megavatios y de 320 bloques de 5 megavatios.

En esta convocatoria, en la que han participado 123 consumidores, el precio medio de asignación ha sido de 174.174 euros por megavatio y año para los productos de 40

megavatios y de 63.168 euros por megavatio y año para los de 5 megavatios. La media ponderada de asignación se ha situado en los 105.863 euros por megavatio y año.

Para la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (Aege), los resultados de las subastas “suponen un nuevo jarro de agua fría para las industrias electro-intensivas, que afrontan un drástico recorte en la retribución por el servicio, afectando de forma preocupante a su competitividad”.

Las últimas subastas se han desarrollado bajo nuevas normas y condiciones, lo que ha provocado, a juicio de la Aege, “enorme incertidumbre y tremenda volatilidad, con la consecuencia de unos precios muy inferiores, a pesar de la mayor utilización que se hace del servicio”. Como consecuencia, explican desde la asociación, “los resultados suponen una pérdida de retribución de un 40 por ciento respecto a la de 2017”.

En opinión de Aege, la industria española se ve continuamente castigada por el elevado precio de su mercado eléctrico, con un precio medio de cierre estimado para 2018 de 58,6 €/MWh -el más alto de los últimos 10 años-, un 46 por ciento mayor que el de Alemania.

El director general de la Asociación Española de Fabricantes de Pasta, Papel y Cartón (Aspapel), Carlos Reinoso, afirma que los productos a subastar, la metodología de la subasta y las condiciones de aplicación “han causado que sea prácticamente imposible para la industria papelera prestar esos servicios”, lo que supone “que pierda el sistema eléctrico y la competitividad industrial”.

Según Reinoso, “el sistema se ha ido desvirtuando con las sucesivas modificaciones y no se ajusta a sectores como el papelero, con producción continua y curva de consumo de energía plana, precisamente los más predecibles y que más gestión de la demanda pueden aportar al sistema”.

Ambas asociaciones solicitan medidas urgentes y estables para lograr precios eléctricos similares a los de sus principales competidores europeos y a poner en marcha esquemas alternativos que aporten la necesaria competitividad a la industria.

ELECTRICIDAD

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ASIGNADOS 2.600 MW EN LA SUBASTA DE INTERRUMPIBILIDAD

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El agregador energético da juego y dará que hablar

El agregador energético es un agente económico

independiente que estructura la demanda

energética con el objetivo de aportar

al consumidor una serie de beneficios adicionales, que serían

inaccesibles desde una gestión individual

Ramón López

Gerente de Grupo ASE El concepto normalmente aceptado de agregador es el del agente que es capaz de agrupar recursos que se encuentran distribuidos o atomizados. Y claro, en el mundo de los recursos distribuidos, entra prácticamente todo aquello que se nos

ocurra. Por eso es tan extraño que en el sector de la energía, cada vez que se trata la figura del agregador, esta se circunscribe a las labores propias de la gestión de la demanda y, poco a poco, del mercado. En nuestra opinión, los límites de esta figura, como trataremos de explicar, son mucho más amplios.

Estas son las líneas que sigue, en cierto modo, el Reglamento (UE) 2017/2195, cuando al establecer su objeto incluye, entre otros, el “facilitar la participación de la respuesta de la demanda, incluyendo la agregación y el almacenamiento de energía, garantizando al mismo tiempo que compiten con otros servicios de balance en condiciones equitativas”.

También el Informe elaborado por la Comisión de Expertos sobre Escenarios de Transición Energética, relativo al análisis y propuestas para la descarbonización. Cuando trata la demanda flexible, indica atinadamente que “no obstante, está aún pendiente el desarrollo regulatorio para la posible participación de la demanda, bien directamente o mediante

agregadores, en los servicios de ajuste del sistema, lo que permitirá a los sujetos con recursos de demanda obtener mejores remuneraciones e introducirá mayor competencia en los mercados de servicios de balance”.

Añade el citado informe que “el agregador es el sujeto legal que ha de hacer posible una nueva función dentro del mercado de energía: la agregación de los recursos distribuidos. El agregador ha de ser el responsable técnico y financiero que represente a los consumidores en el mercado mayorista de electricidad y ante el Operador del Sistema eléctrico”.

Más recientemente, en la consulta pública realizada por el Operador del Sistema en relación a los posibles Proveedores de Servicios de Balance (PSB), establecía, al referirse a los desvíos de programa, que “este aspecto puede requerir revisión en el futuro, una vez se desarrolle la normativa europea, en lo relativo a la figura del agregador independiente, entendido como el proveedor de servicios de balance (BSP) independiente del sujeto del mercado participante en los mercados de electricidad y responsable frente a los desvíos”.

La verdad es que todo esto está muy bien, pero quien reserva al agregador exclusivamente este papel no entiende la extensión de esta actividad.


El agregador energético es un agente económico independiente que, desde el conocimiento y el uso intensivo de la tecnología, estructura la demanda energética para aportar al consumidor una serie de beneficios adicionales, que serían inaccesibles desde una gestión individual.

Modifiquen demanda energética/consumidor por oferta energética/generador y obtendrán un agregador energético. La clave es el tamaño, porque eso es lo que impide a los consumidores/generadores, de forma individual, aprovechar las oportunidades de los mercados derivadas de las economías de escala.

Si esto lo salpimentamos con dos ideas: la de que cada vez serán menos los consumidores electrointensivos de electricidad los que contribuyan al incremento de la demanda, por lo que esta se mantendrá muy dispersa; y la de que la generación posiblemente se encamina a un modelo de generación distribuida, en detrimento de la centralizada, es fácil vaticinar que la agregación de los recursos distribuidos es algo consustancial a los futuros modelos, y por tanto, también la propia figura del agregador.

Pero demos un paso más: es el agregador quien se encarga de dar protección a los recursos distribuidos, prestando servicios que atenúen la ventaja de los centralizados, bien en el diseño de contratos, bien en la interpretación de la normativa o bien en el propio diseño de las instalaciones, por ejemplo.

Por tanto, el agregador se relaciona con todos los agentes, los centralizados y los distribuidos, además de con las autoridades, en las materias que fueran de aplicación en cada

caso, representando a sus clientes, que precisamente son de pequeño tamaño.

El agregador presta sus servicios basándose en datos, razón por la cual su actividad se apoya en el tratamiento de datos de medidas eléctricas de calidad, firmes, cumpliendo todos los preceptos legales para que sean válidas.

De estos datos nacen los protocolos del agregador para fiscalizar de cerca todas las actividades eléctricas. Incluida, y muy especialmente, la del distribuidor, al que la Ley reserva la tarea de encargado de la lectura, siendo por tanto el proveedor oficial de los datos de las medidas eléctricas. Casa muy mal esta tarea con la necesaria imparcialidad requerida para proveer medidas, en tanto en cuanto también el distribuidor cobra una parte de la factura, y es de facto, juez y parte simultáneamente.

Pero no es la única tarea en la que los agentes del sector eléctrico son juez y parte simultáneamente. Esto se extiende a las recomendaciones de compra o venta de productos futuros, a la suscripción de contratos vía Internet, a las normas particulares de las compañías eléctricas, a la aplicación de los derechos de acometida, a la modificación de potencias y, en fin, a una serie de asuntos en los que la política de soplar y sorber a la vez es una práctica habitual, tanto para actividades libres como reguladas.

De aquí viene, en nuestra opinión, la necesidad de que el agregador energético que hemos dibujado en estas líneas sea independiente. Como decía Mario Benedetti, cuando creíamos que teníamos todas las respuestas, de pronto, cambiaron todas las preguntas.

El agregador también se encarga de dar protección a los recursos distribuidos, prestando servicios que atenúen la ventaja de los centralizados, bien en el diseño de contratos o en la interpretación de la normativa

Ramón López

Gerente de Grupo ASE


Gesternova cerró el ejercicio 2017 con casi 317 millones de facturación. De los 22.000 clientes que suma la comercializadora hasta la fecha, alrededor de 8.000 proceden del sector doméstico. El objetivo para 2018 es incrementar su cartera de hogar y alcanzar los 5.000 contratos anuales

Gesternova continúa creciendo en nuestro país. La comercializadora cerró el ejercicio 2017 con 316,7 millones de euros de facturación bruta, un incremento del 20% respecto al año anterior, y suministró a sus clientes 580 GWh

de electricidad de origen renovable, un 23% más que en 2016. Además, como representante de productores renovables, llevó al mercado eléctrico 870 GWh de electricidad.

Gesternova cuenta en la actualidad con una cartera de clientes que supera los 22.000 -de los que 8.000 son domésticos- y una plantilla que ha aumentado hasta los 50 empleados, una estructura más pequeña en personal respecto

a otras empresas del sector de su mismo tamaño que, según Jorge González, director comercial y de marketing de Gesternova, “demuestra la eficiencia de nuestra gestión”. En sus trece años de existencia, la compañía que preside José Mª González Vélez, se ha convertido en la tercera comercializadora en FV y en la duodécima en renovables.

Una de sus principales apuestas el pasado año fue, sin duda, la creación de su filial Contigo Energía, especializada en autoconsumo, climatización, movilidad eléctrica y todo tipo de servicios energéticos. A punto de cumplir su primer año de actividad, ha logrado un número muy significativo de contratos, tanto con particulares, como con empresas y otras entidades.

Objetivo: 5.000 clientes domésticos anuales Para 2018, Gesternova ha decidido poner el foco en el mercado doméstico. Su intención es incrementar significativamente su cartera de clientes de hogar, con el objetivo de alcanzar los 5.000 contratos anuales.

Para ello cuenta con la recién estrenada tarifa MeCambio, “una de las ofertas más competitivas que hay actualmente en el mercado, con la que estamos sumando cientos de nuevos contratos a través de nuestra web y que ampliaremos, próximamente, con el lanzamiento de nuevas ofertas para este tipo de clientes”, ha señalado Jorge González. “En lo que llevamos de año -apunta González- estamos consiguiendo alrededor de 400 clientes al mes”.

Gesternova ha sido una de las comercializadoras de electricidad verde que se presentó al polémico concurso del Ayuntamiento de Madrid para el suministro de energía cien por cien renovable en sus edificios municipales. En opinión del director comercial, se trata de “una acción ejemplarizante, que redunda en el beneficio final de los contribuyentes madrileños gracias al ahorro que se genera en la factura municipal, y de la que deberían tomar nota otras administraciones”.

A lo largo del año, Gesternova también tiene previsto anunciar la firma de un PPA “de cierto volumen”, sumándose a la lista de empresas que están apostando por los acuerdos de venta de energía a largo plazo.

EMPRESAS

EE

GESTERNOVA PONE EL FOCO EN EL CLIENTE DOMÉSTICO

CONCHA RASO


Feníe Energía ha ganado la licitación de la parte eléctrica en la compra colectiva de la Asociación Técnica Española de Galvanización (Ateg), a la que se han sumado 15 clientes asociados. Tras ganar el concurso, Feníe Energía contará con un nuevo grupo de grandes empresas, ampliando así el número en este tipo de clientes. En el último año, Feníe Energía también ha experimentado un espectacular aumento en el número de clientes pyme.

ELECTRICIDAD

Feníe Energía suministrará

electricidad a Ateg

Trina Solar, ha alcanzado un acuerdo para la adquisición de una participación de control en Nclave. Este hecho consolida el acuerdo estratégico suscrito entre ambas compañías en marzo. La operación consolida la posición de Nclave en el mercado de los seguidores FV y refuerza sus planes de crecimiento de su plan estratégico, aumentando su cartera de clientes y mejorando su posicionamiento global.

Trina Solar adquiere

la española Nclave

Elecnor se ha adjudicado la construcción del parque eólico Toabré, el primero que la compañía construirá en Panamá bajo la modalidad llave en mano. La instalación estará ubicada en los municipios de Penonomé y Antón y contará con una potencia total instalada de 66 megavatios y una producción estimada de 240 gigavatios hora año. El proyecto, con un periodo de construcción de 22 meses, contará con una inversión de 150 millones de dólares.

Elecnor construirá un parque eólico en Panamá de 66 MW

La nueva batería de tecnología de níquel Uptimax de Saft ofrece a los operadores un reemplazo directo de baterías de plomo-ácido en instalaciones industriales en espera, compatible con todos los sistemas de carga de corriente continua. Es ideal para aplicaciones de misión crítica donde la energía de respaldo confiable es esencial, como la exploración y producción de petróleo y gas, así como para servicios públicos y plantas de fabricación.

Saft lanza Uptimax, su nueva batería

de níquel

Sabadell Consumer Finance ha cerrado un acuerdo de colaboración con Viesgo para facilitar el acceso a la financiación para la instalación de paneles solares a comunidades de propietarios y particulares. Este producto cuenta con condiciones muy ventajosas. El cliente dispondrá de un máximo de hasta 30.000 euros para realizar la instalación y con el primer recibo a los 90 días de la fecha de firma del contrato.

Acuerdo entre Viesgo y Sabadell en paneles solares


La instalación, que se ubicará en Tarragona, procesará unas 120 toneladas diarias de residuos orgánicos y generará 3.000 toneladas al año de biometano comprimido que se destinará a gas vehicular para transporte

Procesos ha anunciado la buena marcha de las obras de construcción de la que será “la primera planta industrial de biometano comprimido en España”.

Biometagás La Galera, que se ubicará en Tarragona, producirá al menos 375 metros cúbicos hora de metano -el equivalente a una potencia eléctrica de 1,5 megavatios-, procesará entre 100 y 120 toneladas diarias de residuos orgánicos de distinta procedencia y espera generar unas 3.000 toneladas al año de biometano comprimido que se destinará a gas vehicular para transporte.

Su director general, Francisco Guzmán, lleva varios años intentando sacar adelante un proyecto que “sea rentable sin primas y esperamos poder demostrarlo con esta planta”, ha señalado a nuestra publicación.

Se estima que la instalación estará concluida y lista para arrancar en el primer trimestre de 2019. Contará con una inversión aproximada de unos cinco millones de euros, que podrían llegar a amortizarse en un periodo máximo de tres años.

Biometagás La Galera es el promotor de la planta. Está integrado por un número importante de socios -algunos de ellos cooperativas- y el proyecto está teniendo mucha repercusión a nivel social. Asimismo, se han alcanzado acuerdos con gestores de residuos de la zona que van a poner su flota de camiones para abastecer las toneladas diarias de lodos y residuos orgánicos

CONCHA RASO

LA PRIMERA PLANTA INDUSTRIAL DE BIOMETANO COMPRIMIDO EN ESPAÑA ARRANCARÁ EN 2019

RENOVABLES

J. G. DE LA HERA

El biometano es un gas poco desarrollado en España pero con un gran potencial. La posibilidad de inyectarlo en la red de gas, su uso en la industria y como combustible para vehículos, abre la posibilidad, según los expertos, de distribuir y consumir un gas renovable y de producción autóctona, convirtiéndose en

una de las mejores soluciones para reducir la dependencia energética del exterior e impulsar una economía circular más baja en carbono.

El parón en la construcción de nuevas plantas de biogás como consecuencia de la moratoria renovable en 2012, dejó por el camino infinidad de proyectos que están esperando la aprobación de una normativa clara y un régimen económico adecuado -tal y como sucede en otros países de Europa-, para arrancar de nuevo.

El número de plantas de biogás en nuestro país no supera actualmente las 150, de las que aproximadamente un centenar producen biogás a partir de los restos biológicos de las depuradoras de aguas residuales y vertederos y el resto aprovechan los residuos de instalaciones agroganaderas, urbanas e industriales. De hecho, muchos de los proyectos que quedaron congelados podrían reconvertirse para hacer biometano.

Mientras llega el posible cambio regulatorio, la empresa AGF Ingeniería de


este biometano también tiene otras posibilidades, sobre todo en zonas aisladas”, añade Guzmán.

Tecnología propia para conseguir rentabilidad Por un lado, afirma el director general de AGF, “vamos a suministrar nuestra tecnología de plantas de nitrificación-desnitrificación para reducir el contenido en nitrógeno amoniacal de los purines que entren en la planta de biogás”. Además de los residuos orgánicos procedentes, principalmente, de la industria alimentaria, se van a procesar unas 7.000 toneladas de alperujo que ya tienen almacenadas.

Una vez producido el biogás hay que separar el metano del CO2. Para llevar a cabo este proceso, AGF ha creado su propia planta de enriquecimiento. A diferencia de lo que sucede normalmente en Europa -señala Guzmán-, donde las plantas se alimentan siempre con la misma materia prima y generan un gas con muy poca variación de composición, en España no es así. “Los residuos con los que se alimenta a las plantas varían de un día para otro y esto repercute en la calidad del gas. Depende del tipo de residuo que se procese y de su composición variable la calidad del gas se verá afectada.

En esta línea, la empresa ha desarrollado dos tecnologías para hacer que la planta sea capaz de adaptarse a las modificaciones del metano y el CO2:

que llegarán a la planta. El diseño actual de la planta, “se basa en una readaptación de una licencia

de 2011 de una planta de biogás para producir 500 kilovatios para el vertido de electricidad, de manera que hemos tenido que modificar notablemente el proyecto”, explica Guzmán.

La construcción de esta instalación, que comenzó en agosto del año pasado, se encuentra en una fase avanzada, habiéndose ejecutado más del 60 por ciento de la obra civil. En breve comenzarán los trabajos para la instalación de los equipos y la parte mecánica.

Para conseguir que la planta sea rentable, la empresa se ha centrado en tres puntos: “mejorar el proceso y hacerlo más eficiente reduciendo sustancialmente el volumen de la planta, mejorar las capacidades de ingeniería aportando nuestra propia tecnología para evitar la adquisición de los equipos a terceros, difíciles de armonizar en el conjunto, y darle más valor al gas atendiendo a sectores más rentables y reduciendo los costes”, señala el representante de AGF.

El resultado final es “un nuevo modelo de negocio más abierto”, que consiste en producir el gas, limpiarlo, comprimirlo en botellas y distribuir este combustible renovable a los consumidores finales para su uso en flotas de vehículos gracias al acuerdo alcanzado por Biometagás La Galera, “aunque

■ Nortegas Energía Distribución ha sido galardonada con el Premio a la Innovación en la categoría de ‘Gas y Renovables’, concedido por la International Gas Union (IGU) por la solución planteada por la compañía, en el marco del proyecto de I+D+i denominado ‘Smart Green Gas’, para la inyección de gas de biometano en la red de distribución de gas natural. Para ello, se ha desarrollado una herramienta de simulación, en colaboración con Tecnalia, que selecciona las tecnologías adecuadas para inyectar el gas renovable en Estaciones de Regulación y Medida.

RENOVABLES

Estado actual de las obras de la planta de biometano comprimido. J.G. DE LA HERA La planta estará lista en el primer semestre de 2019. J.G. DE LA HERA

Nortegás, premiada por un proyecto de I+D+i de gas natural renovable


la tecnología de separación por membranas y la tecnología por absorción sin reacción química en agua. “Finalmente nos hemos decantado por ésta última, que consiste, básicamente, en separar el CO2 del metano gracias a su distinta solubilidad en agua. Jugando con los caudales, las presiones y las temperaturas, podemos hacer que la planta absorba más o menos CO2 y que se vaya adaptando a la entrada que tenga desde la planta de biogás”, explica Guzmán.

El tercer problema con el que se encontraron era el de la compresión, tanto a nivel técnico como económico. Según el director general de AGF Ingeniería, todos los compresores que hay en el mercado “están pensados para comprimir gas que vienen de un gasoducto o de grandes depósitos y trabajan con un rango de presión de entrada muy estrecho, mientras que el gas que se va a comprimir en esta instalación es el que está saliendo a tiempo real de la planta de enriquecimiento. Si el compresor comprime más de lo que sale de la planta, se nos cae la presión y el compresor se para”. Para evitarlo, integrarán la compresión con el enriquecimiento mediante el suministro del centro de compresión a alta presión para el transporte de gas comprimido.

Además de Biometagás La Galera, AGF se ha marcado como objetivo hacer varias plantas más de biometano comprimido en España, participando

en el emprendimiento y la propiedad, y convertirse en productores de gas. A día de hoy incluso tienen empresas interesadas en la compra del biometano.

AGF también ha participado en varios proyectos en Reino Unido donde han inyectado biometano en la red de gas natural, una opción que decidieron desechar en España al no ser rentable. De hecho, en nuestro país solo hay una planta -la de Valdemingómez- que esté inyectando biometano a la red de gas, en la que se tratan más de 1,2 millones de toneladas de los residuos urbanos que se generan en Madrid.

Pero estos no son los únicos proyectos de biogás que la empresa ha desarrollado en nuestro país. De hecho, en noviembre del año pasado entró en operación la planta de biogás que AGF ha construido para Biogasnalia en Burgos. Ubicada en el Polígono Industrial de Villalonquéjar, tenía un reto añadido: diseñar una planta capaz de hacer frente a cambios diarios de alimentación trabajando con altas cargas de nitrógeno y de lípidos.

Dada la importante rentabilidad que esta planta está suponiendo para su propietaria, está siendo ya ampliada para producir también electricidad para autoconsumo, habiéndose probado en la misma la producción de biohidrógeno a escala industrial.

RENOVABLES

La planta costará cinco millones de euros, que podrían

amortizarse en tres años

Cada día sentimos la necesidad de abrirnos y relacionarnos con los demás. Esto es lo que nos permite avanzar. Por eso, hemos cambiado nuestra forma de hacer las cosas, basándonos enla innovación y el intercambio, las ideas y el progreso. Bienvenidos a una era donde, si todos abrimosnuestra energía, podremos crear un futuro mejor.

El futuro será mejorsi abrimos nuestra energía.

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El apoyo económico que las principales entidades bancarias a nivel mundial están ofreciendo a las compañías con proyectos fósiles es un hecho. En el último trienio, un total de 36 bancos han invertido más de 345.000 millones de dólares en este tipo de iniciativas

LOS BANCOS FINANCIAN PROYECTOS FÓSILES POR 115.000 MILLONES

Gasolina

Gasoil

ESPAÑA AUSTRIA BÉLGICA BULGARIA CHIPRE REP. CHECA CROACIA DINAMARCA ESTONIA

1,322€ 1,227€

1,285€ 1,233€

1,456€ 1,432€

1,103€ 1,099€

1,290€ 1,309€

1,251€ 1,223€

1,396€ 1,335€

1,671€ 1,432€

1,354€ 1,292€

CARBURANTES

FINLANDIA

1,564€ 1,399€

CONCHA RASO

Los proyectos de exploración de petróleo y de gas natural, así como los relacionados con las centrales térmicas y la minería de carbón que se están ejecutando a nivel mundial, son económicamente muy costosos y las empresas que deciden embarcarse en su desarrollo dependen de la financiación de los

bancos para llevarlos a efecto. El respaldo que las entidades bancarias ofrecen a este tipo de proyectos,

no solo supone un riesgo económico para ellas debido a las grandes cantidades invertidas. En los últimos tiempos, y sobre todo a raíz de la firma del Acuerdo de París sobre Cambio Climático, la decisión de algunos de los bancos más importantes del mundo de apoyar diferentes iniciativas relacionadas con el uso de combustibles fósiles se está poniendo en tela de juicio y su imagen se está viendo seriamente cuestionada.

Un informe reciente patrocinado por una coalición ambiental, revela que los 36 principales bancos del mundo, destinaron 115.000 millones de dólares para financiar diferentes proyectos de combustibles fósiles en 2017, lo que supone un aumento del 11 por ciento respecto al año anterior, cuando se destinaron 104.000 millones. Entre 2015 y 2017, la cantidad total dirigida a este tipo de proyectos supera los 345.000 millones de dólares.

■ Con el objetivo de poner fin a nuevos proyectos de expansión y exploración de yacimientos de combustibles fósiles a nivel mundial, un total de 224 organizaciones de 55 países firmaron, en septiembre de 2017, la Declaración de Lofoten. ■ El cese de estos proyectos, permitirá gestionar, de forma paulatina, el descenso del uso de petróleo, carbón y gas, disminuyendo la producción actual existente, en línea con las acciones necesarias para alcanzar los objetivos climáticos establecidos en el Acuerdo de París. ■ Según esta iniciativa, los productores de combustible fósil y los gobiernos tienen la responsabilidad y la obligación moral de liderar el fin de las exploraciones fósiles y de apoyar a todas las comunidades afectadas por este tipo de proyectos. ■ Esta declaración recibe el nombre de las islas noruegas de Lofoten, un paraíso natural donde las petroleras llevan años presionando para que se permita la exploración de nuevas bolsas de combustibles fósiles.

Apoyo mundial a la Declaración de Lofoten

ISTOCK


Gasolina

Gasoil

MALTA PAÍSES BAJOS POLONIA PORTUGAL RUMANIA ESLOVAQUIA ESLOVENIA SUECIA

1,310€ 1,180€

1,688€ 1,381€

1,179€ 1,164€

1,578€ 1,361€

1,239€ 1,262€

1,393€ 1,263€

1,351€ 1,291€

1,559€ 1,548€

REINO UNIDO

1,436€ 1,483€

Más dinero para las arenas bituminosas Según el informe, gran parte de este aumento se ha visto impulsado, principalmente, por el incremento en el número de nuevos préstamos para la extracción de petróleo mediante arenas bituminosas en el Estado canadiense de Alberta, así como para la financiación de proyectos relacionados con el carbón. En el caso de las arenas bituminosas, los datos indican un crecimiento del 111 por ciento en 2017, lo que se traduce en cerca de 48.000 millones de dólares invertidos, de los que cerca del 60 por ciento (unos 27.000 millones) salieron de las arcas de RBC, TD y JPMorgan Chase.

Las arenas bituminosas de Alberta son la tercera mayor reserva de petróleo crudo recuperable. A diferencia de otros proyectos petroleros, su inversión inicial es elevada, pero sus costes de operación son relativamente bajos, de modo que los precios del petróleo tendrían que caer de forma importante para que las empresas decidieran reducir la producción de los proyectos existentes; algo que, desde luego, no va a suceder a día de hoy, habida cuenta del incremento experimentado en su cotización. El informe señala que la producción de arenas bituminosas crecerá de manera gradual hasta 2030.

Por lo que respecta al carbón, mientras que los bancos chinos han disminuido su apoyo financiero en los últimos tres años -aunque siguen ocupando los primeros puestos del ranking-, algunos bancos europeos y norteamericanos han tomado el camino contrario y han decidido aumentar la cantidad destinada a la minería de carbón y la energía del carbón. Aunque la financiación en ambos sectores se ha estabilizado en los últimos tres años, la energía del carbón sigue siendo uno de los más financiados, con un total de 94.000 millones invertidos entre 2015 y 2017.

Las tres entidades bancarias fuera de China que más dinero destinaron en 2017 a este tipo de proyectos fueron Goldman Sachs, que invirtió 1.200 millones de dólares más respecto a 2016; seguida muy de cerca de Credit Suisse y JPMorgan Chase, que aumentaron su inversión en 1.000 millones cada una.

Royal Bank of Canada (RBC) ha sido la entidad bancaria que más dinero invirtió en proyectos fósiles en 2017, superando ligeramente los 13.000 millones de dólares (8.800 millones más respecto al año anterior), alcanzando los 26.485 millones de dólares en los últimos tres años. Esta cifra le coloca en el segundo puesto del ranking en este tipo de inversiones por detrás de China Construction Bank que, si bien redujo en unos 2.400 millones su inversión en proyectos fósiles en 2017, se coloca en primera posición en el ranking con un total de 26.600 millones de dólares invertidos en el último trienio.

El segundo banco que más préstamos destinó a este tipo de proyectos el pasado año fue JPMorgan Chase, con 11.645 millones de dólares invertidos (4.000 millones más que en 2016) y 26.118 millones en total en los últimos tres años, pasando a ocupar la tercera posición del ranking. Por su parte, el banco canadiense Toronto-Dominion Bank (TD), con 9.097 millones invertidos en 2017 (4.800 millones más que el año anterior), se coloca en sexta posición en el ranking con más de 17.500 millones en el último trienio.

RBC, JPMorgan y TD han invertido 34.000 millones de dólares en proyectos fósiles

en 2017

ISTOCK

CARBURANTES


Gasolina

Gasoil

FRANCIA ALEMANIA GRECIA HUNGRÍA IRLANDA ITALIA LETONIA LITUANIA

1,543€ 1,461€

1,474€ 1,293€

1,624€ 1,397€

1,234€ 1,257€

1,429€ 1,329€

1,623€ 1,501€

1,266€ 1,175€

1,249€ 1,168€

LUXEMBURGO

1,258€ 1,131€

El resto de los 115.000 millones en proyectos fósiles en 2017 se destinaron a financiar el petróleo del Ártico y el obtenido en aguas ultra profundas, con cerca de 13.000 millones invertidos (53.000 millones en total en el último trienio), con CIBC, RBC y BNP Paribas como las entidades que más incrementaron el dinero invertido en el primer caso y con HSBC, JPMorgan Chase y Citi, en el segundo. Los bancos también financiaron con casi 8.700 millones de dólares actividades de empresas con enormes terminales de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) en América del Norte, superando los 45.000 millones en los tres últimos años, con Société Générale, Morgan Stanley y MUFG como los principales bancos inversores.

El Banco Mundial, un ejemplo a seguir La falta de políticas integrales de la mayoría de entidades bancarias sobre combustibles fósiles, podría llevar a un aumento progresivo de la financiación en los próximos años e, incluso, acelerarse. El sector financiero, señala el informe, juega un papel importante para poner fin a la expansión de este tipo de proyectos.

La decisión tomada por el Banco Mundial durante la Cumbre de París, celebrada en diciembre pasado, de dejar de financiar cualquier proyecto relacionado con el petróleo y el gas -a excepción de los países más pobres por los beneficios en términos de acceso a la energía-, podría animar al resto de entidades financieras a cambiar su línea de financiación, tal y como sucedió en 2013 cuando la entidad bancaria estableció una política para restringir los créditos al carbón. A partir de ese momento, docenas de instituciones públicas y privadas han seguido su ejemplo.

Pero el Banco Mundial no es la única institución financiera que ha decidido evitar la inversión en combustibles fósiles. Unos meses antes, concretamente en junio del año pasado, el banco holandés ING descartó la financiación de proyectos para la producción y transporte de arenas bituminosas, excluyendo explícitamente proyectos como el de Keystone XL. Unas semanas después, el banco holandés anunció que reduciría

progresivamente sus préstamos a cualquier empresa con más del 5 por ciento de su energía proveniente del carbón.

Algunos bancos europeos como BNP Paribas, BPCE/Natixis, Crédit Agricole y Société Générale y la aseguradora gala Axa, han decidido restringir su financiación a proyectos de arenas bituminosas. En el caso de Axa -la segunda compañía de servicios financieros más grande del mundo por ingresos- la decisión también la ha hecho extensiva al negocio del carbón. Por otra parte, el banco central de Noruega ha propuesto que el Fondo Global de Pensiones del Gobierno venda sus acciones en petróleo y gas, tal y como se está haciendo en Estados Unidos e Irlanda.

En febrero de este año, la Universidad de Edimburgo anunció que el fondo destinado a educación -el tercero mayor en el Reino Unido- se desharía de sus acciones en compañías de petróleo y gas. La dotación ya se había desprendido de las procedentes de arenas bituminosas y del carbón, al igual que habían hecho las otras dos dotaciones universitarias más importantes, Oxford y Cambridge.

■ Aunque el Banco Santander ha acumulado en los últimos tres años una inversión de 4.241 millones de dólares en proyectos fósiles, lo cierto es que la empresa española ha reducido significativamente dicha inversión en el último año. Solo en 2016, la entidad bancaria presidida por Ana Botín, destinó cerca de 2.600 millones de dólares, es decir, el 60 % de la cantidad total invertida en el último trienio. En 2017, la cifra se redujo hasta los 816.000 millones, en línea con la inversión en 2015.

El Santander, en el puesto 27 del ranking

ISTOCK

CARBURANTES

ENERGÍASOLAR

MINERÍA DECRIPTOMONEDAS

VENTA DE ENERGÍA ACTIVO

DIGITAL

FINANCIACIÓN & SEGURIDAD

Minado de criptomonedas utilizando energía limpia y sostenible.

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Sevilla y Málaga acogen un proyecto pionero: planta fotovoltaica para abastecer de energía equipos de criptominado.

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Galp consolida su presencia en Valencia y Madrid con la apertura de dos nuevas estaciones de servicio. Una de ellas está ubicada en el Polígono Industrial Prado Concejil, en Loeches (Madrid). La otra se encuentra dentro del parking del supermercado Aldi en Aspe (Valencia). Ambas cuentan con modernas instalaciones, ofrecen una amplia variedad de servicios y se unen a las más de 580 gasolineras de Galp por todo el país.

CARBURANTES

Galp amplía su red de gasolineras en Madrid y Valencia

El Ministerio de Energía ha ordenado la inhabilitación de dos empresas para ejercer la actividad de operador al por mayor de carburantes y combustibles petrolíferos. Se trata de las sociedades EP Spain 2015 y Taylor Swing Oil Company. El motivo de la retirada del permiso es, en ambos casos, no haber acreditado ante la Subdirección General de Hidrocarburos el cumplimiento de los requisitos necesarios para el ejercicio de la actividad.

Inhabilitadas dos proveedoras de carburantes

Repsol y Kia han presentado oficialmente la imagen del Kia Niro híbrido enchufable de WiBLE con el que ofrecerán servicios de carsharing en Madrid a partir de este verano. La nueva iniciativa llegará más lejos que sus competidoras -dentro y fuera de la almendra central-, gracias a su mayor autonomía y a tres bases donde los usuarios que utilicen este servicio podrán coger y dejar los WiBLE, situados en las zonas de Villaverde, Las Tablas y Pozuelo.

WiBLE, el nuevo ‘carsharing’

de Repsol y Kia

En noviembre próximo entrará en vigor el Decreto por el que se restringirá el acceso al Centro de Madrid a todos los vehículos excepto los de residentes, transporte público y vehículos autorizados, aunque no será hasta febrero de 2019 cuando opere con normalidad. Este verano se realizará la correspondiente campaña informativa y la instalación de la señalización vertical, con un periodo de avisos y de prueba mediante controles manuales.

Nuevas normas para circular por

el Centro de Madrid

Cepsa y Adnoc han cerrado un acuerdo para la construcción de una nueva planta química de LAB -Alquilbenceno Lineal- en la refinería de Ruwais, una de las mayores del mundo. Ambas compañías, propiedad del fondo Mubadala, tendrán que destinar unos 600 millones de euros para poner en marcha esta nueva instalación, que tendrá una capacidad de producción de 150.000 toneladas. La nueva instalación entrará en funcionamiento en 2021.

Cepsa invertirá 600 millones en Abu Dhabi

Enagás, comprometida con la diversidad de suministro en Europa

Enagás, certifi cada por la UE como Transmission System Operator, pone su experiencia y su liderazgo en gas natural licuado al servicio de la diversifi cación del suministro en Europa.

Líderes en infraestructuras de GNL

Enagas_2016_europa_300x212-4.indd 1Enagas_2016_europa_300x212-4.indd 1 11/2/16 19:3611/2/16 19:36


Aunque Australia sigue liderando las exportaciones de GNL a nivel mundial, EEUU ha pegado un salto significativo gracias a la capacidad de producción de sus nuevos trenes de licuefacción

Las importaciones mundiales de Gas Natural Licuado (GNL) en 2017 registraron su mayor tasa de crecimiento anual desde 2010, concretamente un 9,9 por ciento, pasando de los 263,6 millones de toneladas comercializadas en 2016 a los 289,8 millones. De la cifra total, 77,6 millones de toneladas se comercializaron a corto

plazo, lo que supone el 27 por ciento del mercado global. Ningún nuevo país se unió a la comunidad productora de GNL en 2017,

por lo que el número de regiones exportadoras sigue siendo de 19. Por el lado de la demanda, solo un país, Malta, comenzó a recibir gas licuado el pasado año, elevando el número total de países importadores a 40. Esta circunstancia, es una señal de que la práctica comercial y los desafíos regulatorios aún deben ser superados para que los nuevos importadores desarrollen una infraestructura de importación de gas licuado.

A pesar de unos inicios tardíos, la nueva capacidad de licuefacción ha continuado en varias regiones del mundo: desde Estados Unidos a Australia, Malasia y Rusia, lo que ha permitido aumentar en 26,2 millones de toneladas el suministro de GNL en comparación con 2016. Mientras tanto, las expectativas de un excedente de este combustible y de precios deprimidos no se han materializado, ya que el aumento de las importaciones en China ha contribuido sustancialmente a equilibrar el mercado.

En línea con lo sucedido en 2016, los precios spot o de corto plazo de gas licuado siguieron un perfil estacional en 2017, aunque el aumento en las últimas semanas del año fue más fuerte que el año anterior debido a una demanda mucho mayor de la esperada por parte de China y a un tiempo más frío de lo normal en el noreste de Asia. Los precios de los contratos de GNL también aumentaron como consecuencia de los mayores precios del petróleo.

Según el informe elaborado por el Grupo Internacional de Importadores de GNL (GIIGNL), Australia continúa liderando el ranking en toneladas de gas licuado exportadas, con 10,7 millones en 2017, seguida muy de cerca por Estados Unidos, que ha pegado un salto significativo en su producción al pasar de 2,6 millones a 9,6 millones de toneladas de GNL entregadas en 2017. Este incremento ha sido posible gracias, sobre todo, a la capacidad de producción de los nuevos trenes de licuefacción comisionados el pasado año en ambos países: el tren 3 de la terminal de Gorgon y el tren 1 de Wheatstone, ambos en Australia, y los trenes 3 y 4 de Sabine Pass en Estados Unidos.

Las mejoras en el rendimiento de las plantas de licuefacción existentes en Argelia, Angola y Nigeria, también han ayudado a este aumento en el

CONCHA RASO

EL NEGOCIO MUNDIAL DEL GNL SUBE UN 10% EN 2017

GAS

EE

37 EnergíaelEconomistaGAS

suministro, con 6,2 millones de toneladas producidas entre los tres países. En el lado contrario, los suministros procedentes de Oriente Medio han disminuido en 2,3 millones de toneladas como resultado del mantenimiento programado y no programado en Qatar.

Si tenemos en cuenta los datos globales, la Cuenca del Pacífico ha conquistado de nuevo la primera posición entre las regiones productoras. De los 289,8 millones de toneladas de GNL importadas, 131,4 millones corresponden a las toneladas producidas en esta zona, lo que supone el 45,3 por ciento del total. Entre los países más activos en esta región están, en primer lugar, Australia, con 55,5 millones de toneladas de GNL, seguida de Malasia, que se aproximó a los 27 millones e Indonesia, con cerca de 19 millones de toneladas de gas licuado.

Oriente Medio, con 91,3 millones de toneladas de GNL en 2017 -que representa el 31,5 por ciento del gas licuado producido-, se coloca en segunda posición. Por países, Qatar sigue liderando con 77,5 millones de toneladas, situándose también como el primer país productor a nivel mundial, con el 26,7 por ciento del gas licuado suministrado.

La tercera posición es para la Cuenca Atlántica, con 67,1 millones de toneladas de GNL producidas -el 23,2 por ciento del total-, con Nigeria, Argelia y Trinidad & Tobago como los principales países productores en 2017 en esta región. Entre los tres, suman el 80 por ciento de la producción de GNL alcanzada en esta zona.

Por otro lado, conviene tener en cuenta que la disminución de la producción de Qatar, ha ampliado la brecha entre los suministros de la Cuenca del Pacífico y Oriente Medio, de 25 millones de toneladas en 2016 a 40 millones en 2017. Sin embargo, entre la Cuenca del Atlántico y Oriente Medio la brecha se ha reducido de 42,2 millones de toneladas a 24,2 millones. En 2018, la cuota de suministro de los volúmenes de gas natural licuado de la Cuenca Atlántica en el mercado mundial debería aumentar con las nuevas plantas de licuefacción en Estados Unidos.

Asia sigue liderando la demanda Por el lado de la demanda, Asia sigue consolidando su posición como la mayor región importadora de GNL, con un crecimiento del 10,2 por ciento en 2017 hasta alcanzar los 211,2 millones de toneladas y una cuota de mercado del 72,9 por ciento. Japón sigue siendo el principal país importador, con 83,5 millones de toneladas de gas licuado y una cuota de mercado del 28,8 por ciento, seguido de China con 39 millones de toneladas.

Este último país ha superado a Corea del Sur como el segundo mayor importador de gas licuado del mundo y ha contribuido sustancialmente a equilibrar la demanda de suministro en este mercado en 2017. La decisión política de favorecer el uso del gas sobre el carbón para reducir la contaminación del aire en las principales ciudades, ha favorecido un aumento de las importaciones de China del 42,3 por ciento (11,6 millones más de toneladas), tras el fuerte crecimiento del 36,9 por ciento experimentado en 2016.

Una señal de que el mercado minorista de GNL en China está prosperando, son los 10,2 millones de toneladas que se han cargado desde las terminales chinas a camiones de gas licuado. Corea del Sur también ha experimentado un fuerte aumento en las importaciones de GNL en 2017 (3,6 millones de toneladas más) gracias al aumento de la demanda de gas por parte del sector de la energía.

Barco metanero de GNL. BLOOMBERG

212 Son los MPTA de GNL demandadas por Asia, la mayor región importadora del mundo


Por otra parte India, -cuarto importador mundial de Asia-, registró un modesto aumento del 1,2 por ciento debido a los efectos de unos precios spot del GNL más fuertes y un aumento de los precios indexados del petróleo en 2017. Pakistán, que encargó en el cuarto trimestre su segunda Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación -FRSU, por sus siglas en inglés-, superó a Tailandia e Indonesia para convertirse en el sexto mercado asiático más grande, con 4,6 millones de toneladas importadas el pasado año.

Al contrario de lo que sucedió en 2016, las importaciones netas de gas licuado -después de deducir las recargas- en Europa aumentaron 7,5 millones de toneladas en 2017, lo que supone un crecimiento del 19,5 por ciento, principalmente por la demanda de gas de la generación de energía. La escasa hidraulicidad, la baja producción nuclear en Francia y el clima cálido en verano, llevaron a un aumento de 9,1 millones de toneladas en los países ubicados en el sur de Europa -Francia, Grecia, Italia, Portugal, España, Turquía-, mientras que las importaciones netas en los países del norte -Bélgica, Países Bajos, Reino Unido- disminuyeron en 2,1 millones de toneladas.

Reino Unido ha vuelto a experimentar una fuerte caída (-2,6 millones de toneladas) en sus importaciones de GNL debido a la reducción de entregas de Qatar. A pesar del aumento en importaciones en 2017, la participación de Europa en las importaciones mundiales de gas natural licuado ha disminuido en casi un 50 por ciento desde 2010, principalmente debido a la disminución de la demanda de gas y a la competencia de las importaciones por gasoducto.

Por otro lado, las importaciones en Latinoamérica terminaron el pasado año ligeramente más altas -un 4,1 por ciento más- que en 2016. México representó la mayor parte del crecimiento de la región, mientras que países como Puerto Rico -en parte por el huracán María- y Argentina -como consecuencia del aumento de la producción de gas doméstico- disminuyeron su demanda.

Oriente Medio ha sido la única región donde las importaciones disminuyeron en 2017 con las entregas cayendo un 9,1 por ciento (-1,6 millones de toneladas) debido al comienzo de la producción de nuevos campos de gas que aumentaron el suministro de gas doméstico en Egipto. La demanda de los importadores emergentes -Colombia, Jamaica, Jordania, Malta, Pakistán, Polonia- aumentó conjuntamente en 2,7 millones de toneladas, de las que 1,7 millones fueron en Pakistán.

PAÍS CUOTA REGISTRADA EN 2017 (MILLONES DE TONELADAS)

Australia

Estados Unidos

Angola

Nigeria

Malasia

Argelia

Rusia

Brunei

Papua Nueva Guinea

Guinea Ecuatorial

Egipto

Omán

EAU

Trinidad y Tobago

Perú

Noruega

Indonesia

Qatar

10,7

9,6

2,8

2,6

1,8

0,9

0,8

0,6

0,5

0,5

0,3

0,1

-0,3

-0,3

-0,3

-0,6

-1,2

-2,1

Fuente: GIIGNL. elEconomista

Mercado del GNL en 2017Países suministradores de GNL

Flota de GNL en 2017 (número de barcos)

0-5 6-10 11-15 16-20 21-25 26-30 >30

116

8

138151

3532 31

■ Plantas de licuefacción La capacidad global de licuefacción alcanzó los 365 millones de toneladas (MTPA) en 2017. Un año marcado por las primeras exportaciones de GNL de la primera unidad de licuefacción flotante del mundo -el barco Satu de Malasia-, la primera carga enviada desde Yamal y la nueva capacidad de Australia y Estados Unidos. A finales de 2017 comenzó la construcción de 89 MTPA de nueva capacidad de licuefacción -49 en EEUU y 17 en Australia-. En 2018, se espera que unos 38 MTPA de nueva capacidad de licuefacción entren en línea, trece de los cuales se encuentran en EEUU. ■ Terminales de regasificación La capacidad global de regasificación alcanzó 850 MTPA en 2017. Se encargaron cinco nuevas terminales (dos de ellas flotantes) y se completaron dos expansiones en Singapur y Tailandia. A final de año comenzó la construcción de nueve terminales ‘offshore’ y quince ‘onshore’, más ocho proyectos de expansión en curso. La capacidad total de regasificación en construcción alcanzó 103,5 MTPA a finales de 2017, el 52,3 % en Asia. También se han propuesto varios proyectos de FSRU en nuevos mercados.

GAS

Aumenta la capacidad mundial


Durante la celebración de la VII edición del ‘Madrid LGN & Shipping Forum’, organizada por la Fundación Ingeniero Jorge Juan, los expertos pusieron de manifiesto la importancia del GNL, un sector que seguirá creciendo a nivel mundial gracias a su aplicación en diferentes usos como el transporte

El Casino de Madrid acogió, el 24 y 25 de mayo, la VII edición del Madrid LGN & Shipping Forum, un evento organizado por la Fundación Ingeniero Jorge Juan -con elEconomista Energía como media partner-, donde expertos internacionales

repasaron la situación del sector del GNL. El acto de apertura corrió a cargo de Marcelino Oreja,

consejero delegado de Enagás, que señaló el “papel relevante” que podría desempeñar la Península Ibérica en el mercado del GNL “por su posición estratégica, gran capacidad de regasificación y flexibilidad operativa de sus infraestructuras”.

Howard Rogers, presidente del Oxford Institute, señaló que

Europa ha sido el lugar del mundo “donde más ha crecido la demanda de GNL hasta 2016” y aseguró que la extracción de gas tiene su futuro asegurado, “al menos hasta 2035”, a la vez que señaló que Rusia aspira a convertirse en el principal productor de energía, “gracias a sus extraordinarias reservas de gas natural y a la inversión que está realizando su industria”.

Durante la jornada se puso de manifiesto que el mercado del GNL seguirá creciendo gracias a las mejoras tecnológicas, que harán que se reduzcan los costes de producción. Además, según los expertos, la creación de nuevas rutas marítimas, aumentará el comercio de GNL en los próximos dos años. En el evento también se trató la importancia de la ciberseguridad en el sector del GNL, que se ha convertido en una oportunidad de negocio.

Recuperar los niveles de consumo Entre 1985 y 2007 España experimentó el mayor crecimiento en el número de usuarios de gas natural de la historia, llegando a los 6,6 millones, pero entre 2007 y 2017 el crecimiento solo ha sido de un millón. Aunque las cifras demuestran que el mercado sigue creciendo de forma moderada, Carlos Losada, consejero delegado de Met Energía España, ha afirmado que “nunca alcanzará cifras como las de entonces”.

En este sentido, afirmó, “necesitamos nuevos usos para el gas natural si queremos recuperar los niveles de consumo de 2007, cuando se registró el máximo consumo histórico con 450 TWh. En 2017, ha sido de 350 TWh”. Para recuperar los niveles de hace diez años, aseguró, “no basta con una mejora exponencial en la coyuntura económica, debemos buscar otros usos para el gas natural y el transporte puede ser la solución”. No obstante, el director general de Anave, Manuel Carlier, indicó que, en el momento actual, “sólo el 0,5 por ciento de la flota mundial usa GNL para que los buques funcionen”.

El acto de clausura corrió a cargo de José Llorca, presidente de Puertos del Estado, quien hizo hincapié en el GNL como una de las “principales alternativas planteadas por los puertos para contribuir a la descarbonización, un importante paso en el cambio del modelo energético en el transporte”.

EVENTO

N. MARTÍN

EXPERTOS AVALAN EN MADRID EL PAPEL RELEVANTE DEL GNL

CONCHA RASO


La empresa inglesa Milner Capital ha firmado un Compromiso de Estudios e Inversión en Exploración y Reactivación de Campos con la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la búsqueda de reservas de gas en Bolivia. A través de Kampac Oil, Milner invertirá 2.500 millones de dólares en estudios exploratorios regionales en la Cuenca Madre de Dios, con miras a transformar los recursos gasíferos en reservas en el medio plazo.

GAS

Milner e YPFB buscarán gas

en Bolivia

El Puerto de Huelva, Enagás y HuelvaPort han dado a conocer el proyecto del puerto onubense para convertirse en un hub logístico de frío sostenible en la refrigeración de mercancías gracias al aprovechamiento del frío residual que se produce en el proceso de regasificación de la planta. El túnel, con temperaturas de hasta -36ºC, permite un ahorro energético superior al 50 por ciento en costes de energía y un ahorro del 90 por ciento en la huella de carbono.

Enagás presenta un nuevo método de refrigeración

El Gobierno ha aprobado un Real Decreto con medidas para luchar contra el fraude en la comercialización de gas natural y para facilitar la actividad de bunkering -repostaje de barco a barco- de gas natural licuado (GNL) en los puertos españoles. En este último caso, la nueva normativa pretende dar un mayor uso a las plantas de GNL y permitir que los puertos españoles puedan facilitar su suministro para navegación.

Nuevas medidas para facilitar el

‘bunkering’ de GNL

La Universidad Autónoma de Barcelona (UAB), va a llevar a cabo una prueba demostrativa de gestión descentralizada de bioresiduos en Cataluña. Para ello, instalará un microdigestor anaeróbico para tratar la fracción orgánica generada en los restaurantes del campus. Del proceso se obtendrá biogás para generar energía y se podrán extraer bioproductos de valor añadido. Se prevé que la planta comenzará a operar a finales de este año.

Planta piloto para la obtención

de biogás

Gas Natural Fenosa (GNF) está invirtiendo unos 42 millones de euros para aumentar la capacidad del Gasoducto del Pacífico, la estratégica interconexión gasista de 600 km de longitud, construida hace 20 años, que conecta la región argentina de Neuquén con la chilena de Bio Bio. GNF ha decidido reactivar la infraestructura y construye en la parte Argentina un nuevo compresor que permitirá aumentar su capacidad hasta los 12,5 millones de m3 diarios.

GNF reactiva el gasoducto entre Chile y Argentina


Ecoacsa y Fundación Empresa y Clima organizan el 13 y 14 de junio en Barcelona la segunda edición del ‘Natural Capital Summit’, un evento sobre los avances que se están produciendo en la gestión sostenible de los recursos naturales de cara a mejorar las estrategias corporativas

Bajo el lema trabajando sobre el terreno, la sede de Cosmocaixa en Barcelona acogerá, los próximos 13 y 14 de junio, la segunda edición del Natural Capital Summit, un evento de habla hispana sobre gestión sostenible de los recursos

naturales, que se ha convertido en referente a nivel internacional.

Organizado por Ecoacsa Reserva de Biodiversidad y Fundación Empresa y Clima -y con el apoyo de la Comisión Europea entre otras instituciones-, el evento dará a conocer los avances que se están produciendo en Europa y el resto del mundo en materia de capital natural para mejorar las

estrategias corporativas, un concepto que está ganando peso en las políticas y líneas de trabajo comunitarias.

Bajo un enfoque mucho más práctico, los diversos ponentes explicarán al público asistente qué tipo de acciones se están desarrollando a nivel nacional y regional para impulsar la implementación de políticas, incentivos y herramientas para la conservación y mejora del capital natural.

Asimismo, responsables de empresas y organizaciones líderes en compromiso medioambiental expondrán algunos casos para conocer las medidas, estrategias y decisiones que están adoptando a la hora de incorporar el capital natural en sus estructuras, así como los beneficios que éstas aportan en sus estrategias, reputación, costes, impacto social, etc.

También habrá ocasión para conocer los progresos logrados por el Protocolo del Capital Natural, marco de referencia global para que las empresas midan y valoren sus impactos y dependencias del capital natural, así como los próximos pasos previstos en su desarrollo. Mediante su aplicación, las compañías han avanzado en los dos últimos años en la identificación y comprensión de los riesgos y oportunidades asociados en la relación con el capital natural -impactos y dependencias-, así como aquellos vinculados a su integración y gestión o a la ausencia de éstas.

El foro también dará protagonismo al cambio climático, uno de los mayores desafíos que afronta la sociedad, donde se mostrarán ejemplos sobre cómo los enfoques de capital natural proporcionan soluciones para la adaptación y mitigación.

La materialidad del capital natural quedará patente en los talleres programados, donde se expondrán dos casos de estudio relacionados con áreas del capital natural -agua, suelos, biodiversidad, etc.- y sectores que están abordándolo, como el financiero, energético y agroalimentario. Los talleres irán seguidos de una dinámica de trabajo para facilitar el aprendizaje, de forma que los casos expuestos puedan ser aplicados con posterioridad en las organizaciones.

El evento finalizará con la visita a la cantera de Turó de Montcada, un ejemplo de puesta en valor del enfoque de capital natural desde que arrancó el proceso de restauración.

EVENTO

EE

BARCELONA ACOGE LA II EDICIÓN DEL ‘NATURAL CAPITAL SUMMIT’

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Energía de origen renovable, una alternativa sostenibleen el suministro de la luz para tu hogar y para tu empresa


“El consumidor tendrá todo el poder de decisión y las empresas tendremos que adaptarnos a sus necesidades”

Copresidente de Entra

CONCHA RASO

Hace un mes se presentó en sociedad Entra, asociación española fundada por cuatro entidades del sector que pretende aglutinar a aquellas empresas que quieran convertirse en agregadores de demanda. Esta figura ya existe en otros países del mundo y se encarga de gestionar el flujo de energía de pequeños y medianos consumidores con capacidad de modulación cuando se produce un desequilibrio en el sistema eléctrico. Emilio Rousaud, uno de los copresidentes de la nueva asociación, avanza todos los detalles sobre el papel del agregador y del papel tan importante que jugará el consumidor en todo este proceso. ¿Quiénes integran la nueva asociación y qué objetivos persigue? Los miembros fundadores de Entra son Bassols Energia, Estabanell Energia, Factorenergia y olivoEnergy, y nace con la idea de integrar a todas aquellas empresas que decidan dar el paso de convertirse en agregadores de demanda. Los objetivos que perseguimos están vinculados a una gestión inteligente de la energía y a utilizarla de forma más eficiente. Pretendemos hacer posible un sistema eléctrico en el que la demanda tenga un papel más activo, donde el agregador gestione la demanda de pequeños y medianos consumidores con capacidad de modulación y ofrezca servicios de gestión de la demanda al sistema, tal y como se está haciendo en países como EEUU, Alemania, Reino Unido y países nórdicos, y que está muy vinculado al desarrollo tecnológico.

ENTREVISTA

EMILIO ROUSAUD

EE


¿Cómo funciona un agregador de demanda? Su papel consiste en gestionar, de forma inteligente y flexible, el flujo de energía cuando se producen desequilibrios entre generación y producción. A día de hoy existen diferentes dispositivos de generación o almacenamiento de energía -una placa FV en un hogar o una batería de un coche- y esa energía que puede estar en un momento dado a disposición del sistema eléctrico y ayudar a solventar un déficit de demanda o un exceso de oferta, podemos gestionarla, evitando que esa energía se produzca por sistemas más caros, menos eficientes e infinitamente más contaminantes. Y lo que hace el agregador de demanda es gestionarla. En países como Noruega y Holanda el coche eléctrico supera en unidades a los vehículos tradicionales. En Alemania ya hay cinco millones de hogares que tienen un pequeño elemento de generación eléctrica. Esto nos lleva a que vaya ganando peso la necesidad de agregar todas estas cargas y de gestionarlas de una forma eficiente para progresar de forma más rápida en la lucha contra el cambio climático y la sostenibilidad como valores fundamentales. Para ser agregador de demanda es necesario tener las preceptivas licencias de comercialización, distribución o generación de electricidad y hacer una comunicación al Ministerio de Industria manifestando el interés en convertirse en agregador. ¿Cuánto dinero podrían ahorrar los clientes por reducir su consumo? Esto es algo nuevo que habría que parametrizar. Lo que hacemos es convertir virtualmente al pequeño productor y al que está almacenando la energía en un gran productor de energía eléctrica y, en algún caso, hasta en un gran consumidor de energía eléctrica. Por ejemplo, en el caso del vehículo eléctrico, no solo puedes poner a disposición del sistema la energía que está almacenada en las baterías, sino que también puedes interrumpir la recarga de baterías, con lo cual estás prestando un doble servicio al sistema. La resolución de esas necesidades que puede tener en un momento determinado el sistema eléctrico son actividades retribuidas y esa retribución, que hoy día está exclusivamente al servicio de los grandes generadores o los grandes consumidores, lo generas agregando a pequeños productores como los propietarios de los vehículos eléctricos. Los clientes firman previamente un contrato y obtienen una compensación económica por las disminuciones puntales e inocuas del flujo eléctrico. ¿Qué porcentaje de capacidad eléctrica en el mercado de ajuste eléctrico procedente de la gestión activa de la demanda sería el más óptimo?

No sabría decir con exactitud. Lo más probable es que el porcentaje óptimo lo determine la velocidad en que se pueda tomar la decisión y dependerá más del tipo de ajuste o servicio que requiera en un momento dado el sistema eléctrico. ¿Cree que la figura del agregador puede representar una amenaza para los ingresos de las grandes firmas de generación eléctrica? Cuando alguien se pone a proporcionar servicios al sistema eléctrico, siempre hay un damnificado que es el que los venía prestando hasta ahora. Por un lado, es posible que a algunas empresas tradicionales no les haga demasiada gracia que una agregación de consumidores pueda estar resolviendo problemáticas del sistema eléctrico porque, lógicamente, la resolución de esas incidencias genera beneficios económicos al que las resuelve y esto supone una pérdida de ingresos para estas compañías. Al parecer está previsto que a lo largo del año se lleve a cabo la primera regulación oficial ¿Sabe si se ha producido algún avance al respecto? No me consta. Estamos en las diferentes sectoriales que tratan este tema y que tienen contacto con el Ministerio, pero no tengo conocimiento de que se haya avanzado en esta línea. Ahora mismo la legislación española no está apoyando de forma decidida la actividad de agregación. Es muy importante que se incentive el almacenamiento de energía en el hogar mediante baterías, tal y como se está haciendo en otros países. Además, cuando las instalaciones tienen determinado tamaño, hay una carga impositiva y hay que satisfacer unos peajes de distribución con independencia de que la energía que se consuma proceda o no de un autoconsumo. Todas estas cosas hacen que esto no vaya a mayor velocidad, pero sucederá, porque no se pueden poner puertas al campo. Lo que sí me consta es que REE ve con buenos ojos la figura del agregador, porque una instrucción determinada tiene un interlocutor y unos protocolos de comunicación en tiempo real que puede tener con este interlocutor. En los últimos años, sobre todo en los de la crisis, el tema de la interrumpibilidad tenía poco valor porque en España había energía excedentaria. Pero ahora mismo estamos en una senda de crecimiento económico y de crecimiento de la demanda eléctrica, por lo que este tipo de servicios vuelven a pesar. Además, hay que tener presente que como es un servicio que se va a dar al sistema eléctrico nacional, hay mil eventos que pueden estar pasando y que pueden están geográficamente dispersos. Por tanto, esa distribución geográfica puede convertirse en una ventaja, sobre todo cuando afecta a partes muy pequeñas de un sistema de distribución eléctrica.

ENTREVISTA

ALAMY

“Queremos un sistema eléctrico

con un papel más activo de la demanda”

“El agregador gestiona la

energía de forma más eficiente e inteligente”

“El cliente tiene compensación económica por disminuir su

flujo eléctrico”

46 EnergíaelEconomistaENTREVISTA

mayores, porque dentro de diez años, más que en la simple venta o comercialización de energía, vamos a estar muy volcadas en prestar servicios a los consumidores. Además, tendremos un consumidor con un perfil muy distinto que tendrá las herramientas para saber exactamente qué consume, para monitorizar muchas cosas, porque va a tener a su disposición mucho acceso a mucha información. Para que un consumidor llegue a considerar atractivo adaptar sus consumos a los mercados, es necesario que perciba señales económicas lógicas. Las va a tener. Pero yo diría que hay dos cosas: la señal económica y evitar un perjuicio, es decir, yo dejo que gestionen la batería de mi automóvil si venden la energía por encima del coste de compra en un porcentaje determinado; pero aun así, quiero disponer como mínimo del 50 por ciento de la carga del vehículo a las ocho de la mañana. Esos condicionantes hay que respetarlos. También podemos encontrarnos con un consumidor que diga yo quiero tener el coche cargado al cien por cien a equis hora y no doy autorización para gestionar; o sí, pero me tienen que asegurar que a esa hora estará completamente cargado. Vamos a tener que movernos en todos estos escenarios y, al final, el que tendrá el poder de decisión será el consumidor. El que se va a beneficiar económicamente de otorgar esos servicios va a ser el consumidor y, lógicamente, va a quedar a criterio del consumidor si quiere prestarlos o no, en qué cantidad quiere prestarlos, cómo prestarlos, etc. Va a haber unos protocolos de actuación por nuestra parte muy claros y hechos a la medida de cada consumidor. ¿Cree que se debería avanzar hacia una estructura dinámica de tarifas en la que éstas estén ligadas a los precios del mercado? Lo suscribo pero no es óbice. El argumento principal para la gente que mira desde una óptica meramente económica por qué compra un coche eléctrico es porque ha aumentado mucho la autonomía del vehículo y ha bajado su coste y hay que ver la diferencia que hay entre el vehículo eléctrico y de gasolina; por tanto, la decisión económica previa está ahí. Una vez que tengo el vehículo eléctrico, la parte fija de la tarifa ya la he contemplado cuando he hecho el cálculo de lo que me ahorro respecto a la gasolina. Estando de acuerdo en que con una tarifa más dinámica estaremos en un entorno muchísimo mejor, no podemos engañarnos tampoco, porque la decisión se ha tomado previamente.

¿Cree que una normativa menos restrictiva sobre autoconsumo favorecería la incorporación de esta actividad como un servicio más en el mercado? Sí lo creo. Durante los años de crisis hubo mensajes contradictorios. Se dijo que la culpa de los precios elevados era de las renovables, algo absolutamente ficticio, y a la gente se le ha quedado la idea de que hacerse una instalación fotovoltaica en casa es muy caro. Siempre que hablo de esto pongo un ejemplo. En el año 2003 el precio del vatio pico fotovoltaico era de seis euros. Hoy se puede comprar por debajo del medio euro vatio pico. Esto significa que el coste de una instalación fotovoltaica ha bajado muchísimo. En Reino Unido, por ejemplo, Ikea está lanzando un kit de do it yourself de una instalación fotovoltaica y eso que el nivel de radiación solar de este país es mucho más bajo que el de España. Al final, todo esto va a llegar. La movilidad privada va a ser eléctrica y la pesada va a funcionar con gas natural. Las empresas energéticas tenemos que pensar ahora lo que queremos ser de

EE

“A las empresas tradicionales no les hace gracia la figura del agregador”

“Hay que incentivar el

almacenamiento de energía con

baterías”

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ISTOCK

El sector energético español se encuentra en una encrucijada de difícil resolución. Prácticamente todas las empresas del sector están inmersas en una operación corporativa cuyo final es difícil de intentar predecir. Los

ánimos están además caldeados, sólo hay que ver la recientes declaraciones del consejero delegado de Enel, Francesco Starace, aludiendo a la cantidad de “testosterona” existente en una operación buena pero irrelevante como la adquisición de Eletropaulo. La queja presentada por Iberdrola ante la Comisión Europea ha abierto una espita en la tensa relación que ya mantenían ambas eléctricas con constantes choques en España por sus diversas posiciones en asuntos de calado como el futuro de las centrales nucleares o de las plantas de carbón. La discusión además lejos de calmarse se va a recrudecer conforme avancen los meses, ya que el Gobierno deberá pronunciarse sobre el futuro mix energético español antes de acabar el año.

El mercado, no obstante, está viviendo un momento de gran cantidad de ventas más que de compras, aprovechando que los múltiplos para deshacer posiciones están en un momento muy adecuado con pagos de nueves veces ebitda y superiores. Las empresas están en un momento perfecto para vender y para refinanciarse aprovechando el entorno de tipos de interés bajos que parece que está cada día más cerca de acabarse a tenor de los informes que van dando a conocer los grandes bancos de inversión internacionales. Según la opinión de alguna de las consultoras más importantes del país, el momento para cerrar operaciones es ahora pese a la incertidumbre política ya que el riesgo a una próxima contracción de la economía estadounidense puede afectar a Europa. Las cartas están sobre la mesa y la prueba, como decíamos, es que gran parte del sector está ya inmersa en tratar de prepararse para el futuro con la integración de negocios en busca de las rentabilidades pérdidas durante estos últimos años.

EL PERSONAJE

LA CIFRA

Francisco Reynés Presidente de Gas Natural Fenosa

LA OPERACIÓN

Francisco Reynés, presidente de Gas Natural Fenosa, ha dado a conocer al

nuevo equipo directivo de la compañía. Reynés ha apostado por cuatro

ejecutivos de la casa para la primera línea de la compañía. Manuel

Fernandez, Antoni Gallart, Rosa María Sanz y José G. Sanleandro serán los

primeros espadas en esta nueva época. Gas Natural, que además prepara

desde hace más de un año, un posible cambio de marca, afrontará esta

etapa centrada en el recorte de gastos para mejorar sus niveles de

rentabilidad tal y como le han exigido los fondos. De este modo, la

compañía se preparará para futuras operaciones corporativas que tendrán

que llegar más pronto que tarde.

China Three Gorges presentará hoy la oferta de

compra por EDP. La propia eléctrica lusa reclama una

mejora de la oferta. En este escenario, es claro que la

firma china deberá subir el precio de su opa. No se

trata sólo de hacerla más atractiva al accionista.

Debe considerar también que Enel y Engie tienen a

EDP desde hace meses en el radar de sus futuros

movimientos, y podrían aprovechar el descontento

que el grupo luso muestra ante CTG.

3.000 millones de euros

Iberdrola ha puesto en marcha su plan de revisión de

activos con la intención de lograr 3.000 millones. La

compañía está centrada en desprenderse de sus

activos de ciclo combinado en Scottish Power, a la

vez que de sus plantas de cogeneración, en las que

ha perdido interés por culpa de la actual regulación

del sector que la está abocando a un futuro incierto

de las centrales más maduras.

¿Es el momento de cerrar operaciones?Por Rubén Esteller

el zoo energético

OPINIÓN

elEconomista Energía por la subasta de renovables Las … · 2018. 5. 30. · intradiario...

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