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1 EnergíaelEconomista
EnergíaEnergíaelEconomista
Revista mensual
25 de julio de 2019 | Nº 78
TORMENTA PERFECTA EN EL SECTOR DEL GAS EN ESPAÑA
El hachazo en su retribución y los bajos precios en los mercados colocan al gas en una situación delicada | P8
La demanda mundial de petróleo subirá en 1,4 millones
de barriles en 2020 | P32
Opinión
Mª Luisa Huidobro Miembro Foro para la Electrificación P22
Luis Aires Presidente de BP España P12
Javier Díaz, presidente de Avebiom
“Necesitamos subastas de biomasa para que los inversores apuesten
por esta tecnología” | P50Javier Santos Head Corporate en Natixis P36
Jorge Barredo Presidente de Unef P30
M. de Gregorio Directora Appa Biomasa P54
Raúl Yunta Presidente de MibGas P44
Energía2 elEconomista
08
Actualidad
Las energéticas se rebelan por el recorte de 6.000 millones
Pueden presentar alegaciones hasta el 9 de agosto para revertir
los recortes en transporte y distribución en gas y electricidad
12. Opinión
Luis Aires, presidente de BP España
“Las emisiones mundiales de gases de efecto
invernadero han crecido de nuevo en 2018”
18. Electricidad
El 85% de las minirredes mundiales están en Asia
En 2030 habrá más de 200.000 minirredes de
las que se beneficiarán 500 millones de personas
26. Renovables
Prioridad de despacho a las renovables Europa mantiene este derecho en
el Reglamento del Mercado Interior de Electricidad
44. Opinión
Raúl Yunta, presidente de MibGas
“Veinte razones por las que un consumidor
industrial de gas debería utilizar MibGas”
32
Carburantes
La demanda de petróleo subirá en 2020
Aumentará en 1,4 millones de barriles diarios a finales
del año que viene, hasta los 101,7 millones de barriles
40Gas
El exceso de gas baja los precios a mínimos de hace 20 años
La EIA pronostica que los precios del gas natural Henry Hub
para los tres meses de verano será de 2,37 $ por MMBtu
50Entrevista
Javier Díaz, presidente de Avebiom
“Necesitamos subastas específicas de biomasa
para que los inversores apuesten por esta tecnología”
Edita: Editorial Ecoprensa S.A. Presidente de Ecoprensa: Alfonso de Salas Vicepresidentes: Antonio Rodríguez Arce y Raúl Beyruti Sánchez Consejero Delegado: Pablo Caño 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
Precio para suscriptores de la revista Energía: 75€ Código descuento: ENERGIAEE
Energía4 elEconomistaEDITORIAL
El sector del gas natural atraviesa una tormenta perfecta. A los bajos precios que registra estos días en los mercados internacionales, mínimos en casi 20 años, se suma la revisión de la retribución que ha puesto en marcha la Comisión Nacional de Mercados y Competencia que supone un recorte
de hasta casi el 40 por ciento para algunas empresas. La transición hacia el gas natural ha comenzado con fuerza. Con unos
precios del CO2 que rozan ya los 30 euros por tonelada, países como Alemania han comenzado a reducir su generación con carbón y otros como España comienzan a abandonarlo definitivamente. Ni por precio, ni por emisiones resulta ya la generación con carbón una tecnología que pueda seguir mucho más tiempo en el mercado.
El mercado internacional del gas vive además en una situación de contagio, es decir, cuando los precios son más bajos de lo que habrá en el futuro y se tiende a almacenar. Prueba de ello son las regasificadoras españolas que se encuentran prácticamente al máximo de su capacidad de almacenamiento e incluso se han visto forzadas a tener que rechazar la descarga de buques.
Mientras el precio del gas vuelve o no a recuperarse, la demanda se encuentra fuerte con crecimientos del orden del 11 por ciento y en gran medida las temperaturas que se registren este invierno serán claves para
marcar la recuperación de los precios. España se debate estos días ante el dilema de si el gas debe ser o no una energía de transición o si la economía debe dar pasos hacia una mayor electrificación. El temor a que mayores inversiones en el sector gasista acaben convirtiéndose en activos varados persiste, máxime en un escenario en el que cada día más las renovables irán ganando peso en el mix de generación y las tecnologías convencionales solo tendrán un papel de respaldo. De hecho, el propio Ministerio de Transición Ecológica en sus orientaciones de política energética lo deja claro y quiere que dejen de incentivarse las inversiones en expansión de la red de gas cuando los ingresos de los nuevos puntos no sean suficientes para satisfacer los costes.
Esta medida supondrá que las distribuidoras tendrán que vigilar mucho más sus inversiones y a su vez se incrementará su riesgo, lo que abre la puerta a una mejora de la tasa de retribución por este mayor riesgo de mercado que se espera que acaben asumiendo.
El sector del gas natural vive una tormenta perfecta. A los precios de los mercados internacionales, los más bajos en 20 años, se suma la incertidumbre regulatoria
Tormenta perfecta para el sector del gas natural español: precios y CNMC
EL ILUMINADO
EL APAGÓN
Miguel Antoñanzas PRESIDENTE DE VIESGO
Un año más los cursos que Viesgo organiza en Santander en julio fueron un éxito. Antoñanzas pidió una regulación clara al presidente de la CNMC.
Carlota Pi PRESIDENTA DE HOLALUZ
La compañía comercializadora tuvo que recibir una advertencia del Ministerio de Transición Ecológica por sus deudas pendientes.
@eEEnergia
Energía6 elEconomistaAGENDA
Evento: Intersolar Mexico 2019.
Organiza: Solar Promotion International GmbH.
Lugar: México.
Contacto: https://www.intersolar.mx/en/home
Evento: EU PVSEC 2019.
Organiza: WIP Renewable Energies.
Lugar: Marsella. Francia.
Contacto: https://www.photovoltaic-conferen-
ce.com
Evento: I Congreso Internacional ‘Una energía
que iluminó el mundo’.
Organiza: Fundación Naturgy.
Lugar: Auditorio Naturgy. Barcelona.
Contacto: http://www.fundacionnaturgy.org
Evento: Husum Wind 2019.
Organiza: Messe Husum Congress.
Lugar: Husum. Alemania.
Contacto: https://husumwind.com/en
Evento: Gastech 2019.
Organiza: Dmg Events.
Lugar: Houston. Texas.
Contacto: http://www.gastechevent.com
Evento: European Biogas Conference (EBA 10th
anniversary).
Organiza: European Biogas Association.
Lugar: Bruselas. Bélgica.
Contacto: https://www.eventbrite.be/e
Evento: Off-Grid Experts Workshop 2019.
Organiza: Messe Augsburgo.
Lugar: Messe Augsburgo. Baviera. Alemania.
Contacto: https://www.off-grid-experts.de
Evento: North America Smart Energy Week.
Organiza: Solar Power Events.
Lugar: Salt Lake City (Utah). EEUU.
Contacto: https://www.solarpowerinternatio-
nal.com
Evento: Expobiomasa 2019.
Organiza: Avebiom.
Lugar: Feria de Valladolid.
Contacto: https://www.expobiomasa.com
Evento: Curso Avanzado en Tecnología,
Regulación y Financiación de EERR.
Organizan: Enerclub y CIER.
Lugar: Online.
Contacto: https://www.enerclub.es
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8 EnergíaelEconomista
La publicación de los borradores de las siete circulares que definirán el marco regulatorio de la retribución de la electricidad y del gas en los próximos seis años, ha caído como un jarro de agua fría en el sector, ya que, de salir adelante, supondría recortes por valor de 6.000 millones de euros, a razón de 1.000
millones de euros al año. La propuesta, sometida a consulta pública por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), plantea recortes en las actividades de distribución y transporte de electricidad para el periodo regulatorio comprendido de 2020 a
2025, y en las de distribución y transporte de gas y regasificación para los años 2021 a 2026. Los agentes tienen de plazo hasta el 9 de
agosto para presentar alegaciones. Según las memorias que acompañan a las circulares, el
impacto económico de la nueva metodología en el caso de la distribución de gas sería de 452 millones de euros, pasando de
los 1.420 millones de retribución previstos en 2020 a los 967 millones en 2026, lo que supone un descenso del 32 por ciento. En el caso del
transporte y regasificación de gas, los ingresos bajarían en torno a un 40 por ciento, desde los 1.186 millones de euros de retribución prevista en 2020 a los 712 millones en 2026. De esta cantidad, 260 millones corresponderían a la actividad de regasificación y los 452 millones restantes a la de transporte.
En el caso del sector eléctrico, los recortes en términos porcentuales para todo el periodo regulatorio serían del 7 por ciento para la actividad de distribución de electricidad sobre una retribución anual inicial de 5.455 millones de euros y del 8,2 por ciento para el transporte de electricidad sobre unos ingresos iniciales de 1.656 millones de euros anuales. En términos absolutos el recorte rondaría los 3.000 millones de euros. Según la CNMC, la bajada es menor en el caso de la electricidad porque “seguirá creciendo significativamente la inversión”, mientras que, en el caso del gas, “no se prevén inversiones importantes”.
LAS ENERGÉTICAS SE REBELAN POR EL RECORTE DE 6.000 MILLONES
R. ESTELLER / C. RASO
Tienen de plazo hasta el 9 de agosto para presentar alegaciones e intentar revertir los recortes que afectarán a las actividades de transporte y distribución de gas y electricidad a partir del 1 de enero de 2020
ACTUALIDAD
ISTOCK
9 EnergíaelEconomistaACTUALIDAD
Las únicas cifras en positivo son las que el organismo regulador aplicará por primera vez al operador del sistema eléctrico (REE) y al gestor técnico del sistema gasista (Enagás), que contarán con una metodología que se fijará cada tres años -de 2020 a 2023 para REE y de 2021 a 2024 para Enagás-, en base a la necesidad de “dar transparencia y seguridad jurídica al operador y a los consumidores que soportan el coste de su actividad”, argumentan desde la CNMC.
En el caso del gestor gasista, la retribución subirá un 7,9 por ciento de media sobre un montante anual estimado de 24 millones de euros anuales, mientras que en el caso del operador del sistema eléctrico la subida será del 21,6 por ciento sobre unos ingresos anuales estimados de 58 millones de euros. Además de establecer la duración de los periodos regulatorios, el borrador de circular fija los precios que se repercutirán a los agentes para la financiación del operador, su cobro y liquidación e incorpora un tramo de retribución por incentivos al modelo de retribución.
Una de las principales novedades de la propuesta es el establecimiento de una metodología explícita para el cálculo de la tasa de retribución financiera, basada en el WACC -Weighted Average Cost of Capital, sus siglas en inglés- o Coste Medio Ponderado de Capital, que se aplicará a todas las redes. Esta fórmula sustituye a la que utilizaba como referencia la rentabilidad de los bonos del Estado a diez años más un diferencial de 200 puntos básicos, ya que su aplicación en estos momentos, con el descenso experimentado por el bono del Tesoro, “hubiera provocado un recorte aún más drástico en la retribución”, indica la CNMC.
Se trata de una metodología “consistente, reproducible y ampliamente utilizada entre los reguladores europeos” para el cálculo de la tasa de retribución de las actividades reguladas del sector eléctrico y gasista, explica el organismo regulador. Además, esta metodología “minimiza la incertidumbre regulatoria”, ya que, al ser fácilmente replicable, “facilita la predictibilidad de las tasas de retribución futuras y contribuye a generar un entorno más estable y favorecedor de la inversión”, argumenta.
Pérdidas millonarias en bolsa Aunque los recortes a eléctricas y gasistas por las nuevas metodologías es un asunto que viene desde que Competencia elaboró en 2017 y 2018 los informes correspondientes para revisar la rentabilidad de las redes antes de 2020, lo cierto es que días antes de conocerse los borradores, las empresas afectadas por la nueva regulación, especialmente las gasistas, cayeron en
bolsa de manera alarmante, un hecho que también ha generado una crisis de confianza en el sector.
El mismo día en que se conocían los recortes, las acciones de Enagás bajaron un 7,2 por ciento, -la mayor caída desde septiembre de 2012- un retroceso que, a día de hoy, supera el 18 por ciento, mientras que Naturgy perdía casi un 5 por ciento. Las eléctricas cotizadas también retrocedieron,
■ El Ministerio de Transición Ecológica ha emitido los primeros informes sobre las cuatro primeras Circulares sometidas a audiencia pública a principios de junio, al objeto de valorar la adecuación de las mismas a las orientaciones de política. La ministra en funciones, Teresa Ribera, ha decidido pedir la convocatoria de la “Comisión de Cooperación” con la intención de resolver las profundas discrepancias existentes entre su departamento y la CNMC por la metodología y condiciones de acceso y de conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica, es decir, la norma que pretende acabar con la burbuja de peticiones de puntos de acceso para las renovables. Ribera considera que corresponde al Gobierno regular mediante Real Decreto una serie de aspectos contenidos en la propuesta de circular. Asimismo, considera que la actual redacción no se adecúa convenientemente a las orientaciones dadas por el Gobierno y considera que entraría en conflicto con el ejercicio pleno de las potestades de política energética propias del Gobierno, como el fomento de las energías renovables o las dirigidas a lograr una transición energética sostenible y justa. En este sentido, Ribera propone además una serie de modificaciones en las tres primeras circulares.
Primer ‘choque’ entre Ribera y la CNMC
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10 EnergíaelEconomistaACTUALIDAD
pero en menor medida, con ajustes de ingresos prácticamente de la mitad: Red Eléctrica cayó un 3 por ciento, Iberdrola lo hizo un 1,45 por ciento y Endesa tuvo unas pérdidas del 1,6 por ciento. Solo entre Enagás y Naturgy se volatilizaron en dos días más de 2.200 millones de capitalización. Para todo el sector la pérdida en bolsa supera los 6.500 millones.
Fuentes jurídicas consultadas por elEconomista apuntan que las empresas afectadas por el ajuste se estarían planteando llevar a la CNMC ante los tribunales españoles si la propuesta lanzada se mantiene en los términos actuales. Incluso alguno de los fondos que han desembarcado en empresas españolas, podrían acabar acudiendo a un arbitraje internacional por la vulneración de la protección de sus inversiones.
Aunque desde la CNMC se mandan mensajes de tranquilidad al sector, expertos en materia energética creen que España podría perder interés para los fondos frente a otros países de la UE y dificultar su capacidad para invertir 235.000 millones en nuestro país hasta 2030 dentro del Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC).
El presidente de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC), José María Martín Quemada, ha afirmado que espera que las colaboraciones entre el organismo, el Ejecutivo y las empresas productoras y transportistas del sector energético “se traduzcan en una rebaja en el precio de la luz y el gas a partir de enero de 2020”. Asimismo, ha pedido a los ciudadanos que participen en la consulta pública con propuestas “rigurosas y bien argumentadas”. “Ayúdennos a no equivocarnos -señaló Martín Quemada-, hemos trabajado muchísimo, pero contamos con su ayuda para perfeccionarlo".
Así reacciona el sector Las reacciones no se han hecho esperar. Por el lado de las eléctricas, Aelec ha manifestado que la tasa de retribución a la distribución definida por la CNMC experimenta una "bajada significativa" respecto a las cifras actuales, situándose en el 5,58 por ciento antes de impuestos, lo que, a su juicio, resulta "insuficiente" y "no concuerda" con la contribución que las redes de distribución eléctrica tienen que hacer para el cumplimiento de los objetivos del PNIEC.
La patronal del sector eléctrico recuerda que la distribución de electricidad es una actividad intensiva en capital y con largos periodos de recuperación de las inversiones, de manera que considera que realizar las inversiones necesarias para cumplir con los objetivos del PNIEC "requiere que no se
reduzca el nivel retributivo actual y contar con una tasa financiera de retribución razonable". Asimismo, señala que la aportación de las redes eléctricas de distribución es “crucial” para integrar el volumen de proyectos renovables previsto, hacer posible el autoconsumo y permitir el desarrollo de las infraestructuras de recarga del vehículo eléctrico.
Por el lado de las gasistas, Enagás ha anunciado que presentará las alegaciones “que mejor representen sus intereses, los de sus accionistas y los del sistema gasista”, mientras que Naturgy, que ha manifestado que hará una primera valoración de la propuesta regulatoria durante la presentación de resultados del primer semestre del año el 24 de julio, ha decidido paralizar de forma temporal durante los próximos meses las inversiones en nuevas redes de gas en España que canaliza a través de su filial Nedgia, una decisión a la que también han decidido sumarse Gas de Extremadura y Madrileña Red de Gas.
6.500 Son los millones de euros que las principales energéticas han perdido en bolsa
ISTOCK
11 EnergíaelEconomistaACTUALIDAD
Desde Sedigás, la patronal del gas, han mostrado su decepción, ya que consideran que la metodología de retribución propuesta “desincentiva al sector en su objetivo de impulsar la transición ecológica a la que España se ha comprometido”. Asimismo, manifiestan que las medidas propuestas están “totalmente desalineadas con la regulación europea”, que apuesta por el acoplamiento de los mercados de gas y electricidad, además de la flexibilización y el desarrollo de gas como vector para impulsar la descarbonización de la economía y “ponen en riesgo la consecución de las metas del PNIEC”.
La patronal española de las empresas dedicadas a las instalaciones de gas (Conaif), que cuenta con 19.000 asociadas y una representatividad en España cercana al 80 por ciento, también se ha mostrado contraria a la reducción de la retribución del mercado del gas prevista para el período regulatorio 2021-2026. Conaif considera que esta reforma retributiva, tal y como está redactada, tendrá “consecuencias negativas” para las miles de pequeñas y medianas empresas de su colectivo que se dedican a las instalaciones de gas, ya que “desincentivará la inversión por parte de las distribuidoras de gas” y, como consecuencia de ello, se “ralentizará la actividad económica de sus empresas”.
Para Conaif, la propuesta es “motivo de preocupación” y advierte de “pérdidas de hasta 10.000 puestos de trabajo” en las empresas instaladoras si sigue adelante la tramitación sin tener en cuenta las alegaciones del sector. El presidente de Conaif, Francisco Alonso, ha declarado que sería partidario de que en la asignación de la retribución se tuviera en cuenta el esfuerzo inversor realizado por las distribuidoras.
Pero no todo han sido críticas. GasIndustrial, la asociación para un Gas Industrial Competitivo, y otras once asociaciones sectoriales, han mostrado su apoyo a la CNMC por unas medidas que consideran "razonables" para armonizarlas con la situación real y equipararlas con las del resto de Europa y que pueden derivar en una bajada de los peajes del gas.
A su juicio, es “insostenible” la desventaja competitiva generada por el actual diferencial en peajes del gas que pagan las industrias en España frente a los de sus homólogos europeos. Nuestros industriales, afirman, “pagan por los peajes un 45 por ciento más que la media europea, lo que lastra la competitividad de sus empresas frente a sus homólogas europeas en los mercados globales”. La futura normativa, explican, supone una “señal de esperanza para miles de industrias con cientos de miles de empleos para las que supondría un alivio en los costes”.
Varias compañías han paralizado
temporalmente sus inversiones en
nuevas redes de gas
Conaif advierte de pérdidas de hasta 10.000 empleos si los recortes salen
adelante
Energía12 elEconomistaOPINIÓN
El crecimiento insostenible de las emisiones
2018 fue un año con un sabor amargo en la lucha contra el
cambio climático. Las emisiones mundiales
de gases de efecto invernadero crecieron
por segundo año consecutivo, tras tres
años en que fueron constantes
Luis Aires
Presidente de BP España
El 2018 fue un año que nos dejó un sabor amargo en la lucha contra el cambio climático, ya que si bien se incrementó la concienciación social sobre sus efectos negativos y se impulsaron medidas para paliarlo, las emisiones
mundiales de gases de efecto invernadero crecieron por segundo año consecutivo, tras tres años en los que se mantuvieron constantes.
Ese aumento del 2 por ciento en las emisiones mundiales, que representó 600 millones de toneladas de CO2 adicionales, es equivalente a añadir dos veces las emisiones totales de España. O, por utilizar otra comparación, el aumento de emisiones de 2018 es equiparable a incrementar en un tercio el número de automóviles en el mundo, lo que significaría 300 millones de automóviles adicionales en circulación.
Nos encontramos en una senda insostenible, que se está alejando de los objetivos de París.
La sociedad cada vez demanda más energía. El incremento en el consumo de energía primaria en 2018 fue del 2,9 por ciento, el doble que la media de los cinco años anteriores y el mayor crecimiento desde el año 2010.
Las energías renovables, cuyo crecimiento está muy ligado al desarrollo tecnológico y regulatorio y, por lo tanto, no pueden responder con agilidad a cambios rápidos en la demanda, han podido cubrir tan solo una cuarta parte del aumento en el consumo de energía.
Por su parte los combustibles fósiles, con mayor facilidad para adaptarse a cambios en la demanda, han cubierto tres cuartas partes de ese incremento. De ahí el aumento en las emisiones de gases de efecto invernadero del año 2018.
Si analizamos la participación de las diferentes fuentes de
Energía13 elEconomistaOPINIÓN
energía, el gas natural ha contribuido en un 45 por ciento al incremento de la demanda de energía. Las otras dos fuentes energéticas que más han crecido han sido las renovables (14,5 por ciento) y el carbón (1,4 por ciento). El mix energético no varía demasiado frente a años anteriores: Los combustibles fósiles siguen dominando el escenario energético con un 85 por ciento de cuota de mercado, frente a las fuentes no fósiles que acaparan un 15 por ciento.
El mayor desafío que tenemos a nivel mundial reside en asegurar el abastecimiento de la demanda eléctrica en constante crecimiento que exigen los países en desarrollo. Por ello, se hace necesario lograr una combinación acertada de la participación de las distintas fuentes utilizadas en su generación, pues el rápido crecimiento de las energías renovables es fundamental, pero insuficiente. Las renovables son esenciales en la transición energética, pero si lo que queremos es una transición acelerada, todas las fuentes energéticas tienen un papel fundamental que cumplir en la descarbonización. La electrificación sin descarbonización no tiene sentido.
La capacidad adicional de renovables que se ha instalado en 2018 a nivel mundial ha sido similar a la del pasado año, 150 gigavatios. Esta nueva capacidad instalada es
equivalente a las peticiones de instalación de renovables que tenemos actualmente en España, que superan en tres veces las previsiones del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima de aquí al 2030.
Quizá estas comparativas nos den una idea de la posible burbuja que se pueda estar generando en España, con numerosos intermediarios que han entrado en estos proyectos no con la idea de desarrollarlos, sino de venderlos a un precio más caro al que compraron sus derechos. Combatir esta especulación redundará en beneficios para la sociedad a través de una energía más sostenible a un coste más competitivo.
Para lograr una senda sostenible y con el propósito de que la transición energética se haga de la manera más acelerada posible y coste eficiente, es necesario impulsar un marco regulatorio de neutralidad tecnológica que fomente el desarrollo de las tecnologías más competitivas y con menores emisiones de CO2.
Ese marco permitirá, asimismo, que las tecnologías maduras contribuyan a la reducción de las emisiones de forma económicamente eficiente, hasta que las tecnologías incipientes sean más competitivas. Todas las tecnologías tienen un papel que cumplir en la senda de reducción de emisiones.
Para que la transición energética se haga de la manera más rápida posible, es necesario un marco regulatorio de neutralidad tecnológica que fomente tecnologías más competitivas y con menos emisiones de CO2
Luis Aires
Presidente de BP España
14 EnergíaelEconomista
Green Building Council España (GBCe) va a ser de nuevo el coordinador del proyecto europeo Build Upon2, financiado por la UE, que permitirá a siete ciudades de toda Europa unir fuerzas con gobiernos e industria para descarbonizar su parque de edificios existentes hasta 2050 mediante la rehabilitación de los mismos. Tras el cambio de gobierno en el Ayuntamiento, todavía no es segura la participación de Madrid en el proyecto.
NACIONAL
Proyecto para la rehabilitación de edificios de GBCe
HomeServe, especializada en soluciones globales para el cuidado y mantenimiento del hogar, ha incorporado a Raquel Román como directora de Desarrollo de Negocio. Román, licenciada en Derecho por la Complutense de Madrid y con más de 15 años de experiencia profesional en las áreas comerciales y de gestión de cuentas de varias compañías, se incorpora a HomeServe procedente de CPP Group, donde ocupaba el cargo de Sales Director Iberia.
Raquel Román se incorpora a HomeServe
Gesternova Energía ha recibido el premio a la ‘Comercializadora Más Verde’ en la I edición de los Premios Confianza Selectra, según los resultados de una encuesta llevada a cabo por Selectra a 1.558 usuarios en mayo, donde se valoraban, entre otros, criterios como la cantidad o variedad de ofertas de renovables, información sobre el origen de la energía contratada, inversiones y financiación de proyectos que promueven las renovables.
Gesternova, premio a la comercializadora
más verde
CaixaBank, a través de su línea de negocio AgroBank, ofrece una nueva línea de financiación para sus clientes del sector agrario que inviertan en renovables para el autoconsumo, con el objetivo de seguir apoyando e impulsando la evolución del sector hacia modelos más eficientes. La entidad financiera pone a disposición de sus clientes hasta 100 millones de euros, ampliables si las peticiones de crédito superaran la cantidad inicial.
CaixaBank financia al sector agrario con 100 millones
El Banco Europeo de Inversiones (BEI) y el Instituto de Crédito Oficial (ICO) aportarán 245 millones para el desarrollo de la planta fotovoltaica Núñez de Balboa que Iberdrola construye en Extremadura. La instalación tendrá una potencia de 500 MW, lo que la convierte en la mayor planta fotovoltaica en construcción de Europa. Suministrará energía limpia a 250.000 personas y evitará la emisión a la atmósfera de 215.000 toneladas de CO2 al año.
Iberdrola consigue 245 millones para una planta solar
16 EnergíaelEconomista
Sener ha firmado con el grupo mexicano Gondi un acuerdo para la construcción de la Fase 1 (con opción a futuro de la Fase 2) de una planta de servicios de vapor y electricidad en la localidad de Guadalupe Nuevo León (México), con la finalidad de abastecer de energía eléctrica, vapor y agua fría las instalaciones de la planta de papel más moderna en el país, cuya entrada en operación está prevista para principios de 2020.
INTERNACIONAL
Sener construye una cogeneración
en México
Siemens Gamesa Renewable Energy ha cerrado un pedido condicional de 1.714 MW offshore en EEUU -el de mayor envergadura firmado hasta la fecha en el mercado offshore de EEUU-, con la joint venture formada por Ørsted y Eversource que incluye el suministro e instalación de aerogeneradores modelo SG 8.0-167 DD en tres parques eólicos ubicados en la costa noreste del país, así como servicios de operación y mantenimiento.
Siemens Gamesa firma 1,7 GW
‘offshore’ en EEUU
El consorcio conformado por Sacyr y GCZ Ingenieros se encargará de la construcción e instalación de dos centrales hidroeléctricas en Perú: Moquegua 1, de 15,3 megavatios y Moquegua 3, de 18,7 megavatios, tras adjudicarse la licitación convocada por la Empresa de Generación Eléctrica del Sur (Egesur). El proyecto, que tendrá un plazo de desarrollo de 30 meses aproximadamente, contará con una inversión de 102 millones de euros.
Sacyr construirá dos hidroeléctricas
en Perú
Dubai ha instalado en la Terminal 2 del aeropuerto 15.000 placas solares, que reducirán sus emisiones de carbono y les ahorrarán 300.000 euros anuales en facturas de electricidad. El proyecto solar tiene una capacidad de 5 MW, que generarán 7.483.500 kWh de energía anual para los aeropuertos de Dubai, lo que ayudará a que se reduzca la carga actual de la segunda terminal en un 29 por ciento, así como una reducción de más de 3.000 toneladas de CO2 al año.
Paneles solares en el aeropuerto
de Dubai
Acciona ha iniciado la construcción de la planta fotovoltaica Usya, la tercera propiedad de la compañía en Chile. Ubicada en la región de Antofagasta, tendrá una potencia de 64 MWp y generará anualmente energía libre de emisiones estimada en 146 GWh. La nueva instalación contará con 187.200 módulos, que se instalarán en una superficie de 105 hectáreas. La previsión es que la planta entre en operación a mediados de 2020.
Acciona construye su tercera planta
FV en Chile
18 EnergíaelEconomista
Las minirredes se han convertido en una de las principales soluciones para lograr que cerca de 500 millones de personas tengan acceso a la electricidad en 2030, sobre todo en áreas fuera de la red con alta densidad de población y demanda, ya que su implementación suele ser más rápida y menos costosa y permite
electrificar en menos tiempo comunidades que normalmente deberían esperar
ASIA CUENTA CON EL 85% DE LAS MINIRREDES A NIVEL MUNDIAL
CONCHA RASO
En los próximos dos años, el número de minirredes instaladas a nivel mundial será de 26.000. Para 2030, esta cifra podría multiplicarse por ocho y superar las 210.000, lo que permitiría el acceso a la electricidad a cerca de 500 millones de personas. Para ello, será necesaria una inversión superior a los 220.000 millones
ELECTRICIDAD
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19 EnergíaelEconomista
red económicamente más viable, de manera que cuando llegue la red principal a esas regiones, es muy probable que exista una demanda importante de electricidad y los clientes tengan mayor capacidad de pago gracias a los usos productivos que se hayan generado con las minirredes.
Durante la última década, el coste de los componentes clave utilizados en las minirredes solares e híbridas solares -paneles solares, inversores, baterías, medidores inteligentes-, ha disminuido entre un 62 y un 85 por ciento, de manera que el coste inicial de este tipo de proyectos se ha reducido desde los 8.000 dólares por kilovatio de producción de potencia firme en 2010 -algo más
años a que llegue la red general. Todas las estimaciones apuntan que, para lograr el acceso universal a la electricidad en esa fecha, el 40 por ciento de toda la capacidad instalada deberá provenir de minirredes, que complementarán la extensión de la red y los sistemas solares domésticos.
Para conseguirlo, según se desprende del último informe elaborado por el Banco Mundial, será necesario ampliar el número de minirredes hasta superar las 210.000. La mayoría se instalarán en aquellas regiones que, como Asia y África, tienen más dificultades para acceder a la electricidad. El aumento de este tipo de proyectos supondrá una inversión cercana a los 220.000 millones de dólares -unos 196.000 millones de euros- desde los 28.000 millones (25.000 millones de euros) que se han movilizado hasta la fecha.
Actualmente, el número de minirredes instaladas a nivel mundial asciende a 19.000, en su mayoría hidráulicas o diésel, que abastecen de electricidad a unos 47 millones de personas en 134 países, a las que se añadirán otras 7.500 en los dos próximos años, principalmente basadas en sistemas híbridos solares, que conectarán a más de 27 millones de personas, sobre todo en África, en las que se invertirán alrededor de 12.000 millones de dólares (unos 10.700 millones de euros).
Asia cuenta actualmente con la mayoría de las minirredes instaladas, un total de 16.000, que representan el 85 por ciento del total mundial, el 61 por ciento de las cuales se encuentran en tres países: Afganistán (4.980), Myanmar (3.988) e India (2.800). Sin embargo, todas las previsiones apuntan que será África la región en la que se producirá el mayor despliegue de minirredes, ya que de las 7.500 planificadas a nivel mundial, más de la mitad (unas 4.000) se instalarán en esta región, principalmente en Senegal y Nigeria.
Beneficios económicos y ambientales El desarrollo de las minirredes, entendidas como aquellos sistemas de generación y distribución de energía eléctrica, conectadas o no a la red, que proporcionan electricidad a unos pocos clientes en zonas remotas o a miles de clientes en una ciudad o pueblo, se verá favorecido, según apunta el informe, gracias a la combinación de tres factores: la caída de costes, el aumento en la calidad del servicio y un entorno de políticas favorables.
Además de su rentabilidad, el despliegue de este tipo de sistemas traerá consigo otros beneficios. Por un lado, de carácter ambiental, ya que evitarían la emisión a la atmósfera de 1.500 millones de toneladas de dióxido de carbono en todo el mundo. Por otro lado, permitirían a las empresas de servicios públicos nacionales allanar el camino a una futura expansión de la
La caída de costes y la calidad del
servicio favorecen el desarrollo de las minirredes
ELECTRICIDAD
Actualmente, el número de mini-rredes instaladas a nivel mundial asciende a 19.000 EE
20 EnergíaelEconomista
Principales datos sobre minirredes a nivel mundial
elEconomistaFuente: ESMAP (Banco Mundial).
Asia del Sur
Asia Oriental y Pacífico
África
Europa y Asia Central
EEUU y Canadá
Latam y Caribe
Oriente Medio y África del Norte
Otros Territorios
Total
REGIÓN
9.339
6.905
1.465
594
519
283
31
27
19.163
NÚMERO DE MINIRREDES
298
1.721
783
1.007
2.152
456
32
31
6.481
CAPACIDADTOTAL (MW)
1.850
4.379
6.668
5.015
3.973
3.800
3.387
3.986
4.410
COSTE MEDIODE CAPITAL
($/KW)
16,2
12,1
14,9
0,3
0,6
2,7
0,1
> 0,1
46,9
NÚMERO DEPERSONAS
(MILLONES)
632
8.236
3.966
5.050
8.551
1.632
110
125
28.302
INVERSIÓN TOTAL(MILL. $)
ELECTRICIDAD
de 7.100 €/kW- a los 3.900 dólares por kilovatio en 2018 -menos de 3.500 €/kW-, y todo apunta a que podría caer por debajo de los 3.000 dólares por kilovatio -menos de 2.700 €/kW- en 2030. Además, el coste por kilovatio hora de las minirredes eléctricas está en camino de disminuir en dos tercios en 2030. Con el mercado potencial para estos sistemas solares, se espera que la mayoría de las nuevas minirredes eléctricas estén basadas en energía solar.
Las empresas líderes del mercado están aprovechando la tecnología y las tendencias económicas para construir minirredes de tercera generación para proporcionar electricidad de alta calidad y asequible a una escala sin precedentes, permitiendo el crecimiento en áreas rurales remotas.
Se trata de sistemas de generación híbridos solares que incluyen paneles solares, baterías, controladores de carga, inversores y generadores diésel de respaldo. Suelen incorporar las últimas tecnologías como medidores de electricidad inteligentes y están controladas de forma remota. Las investigaciones muestran que los tiempos de funcionamiento de las minirredes de tercera generación a menudo superan el 97 por ciento, lo que implica menos de dos semanas de mantenimiento programado al año.
Las minirredes de tercera generación también pueden promover la capacidad de recuperación ante interrupciones crecientes del servicio o fruto de desastres naturales al proporcionar electricidad confiable a la infraestructura crítica, así como a empresas y hogares.
En Puerto Rico, más de 1,5 millones de personas estuvieron sin electricidad durante meses después del huracán María. Las autoridades
puertorriqueñas desarrollaron rápidamente una estrategia para construir minirredes basadas en energía solar en todo el país. El nuevo Plan Integrado de Recursos (IRP) de la isla divide la red previamente centralizada en ocho minirredes que pondrán en línea casi 1,4 gigavatios de generación solar y 920 megavatios de almacenamiento de baterías entre 2019 y 2022.
Inversión privada y programas de electrificación El Banco Mundial ha decidido intensificar su apoyo al desarrollo de las minirredes, cuyo compromiso representa, aproximadamente, un cuarto de la inversión total de los sectores público y privado en sus países cliente. Su cartera actual está compuesta por 37 proyectos de minirredes en 33 países, por valor de más de 660 millones de dólares -unos 590 millones de euros-, que podría ampliarse hasta los 1.100 millones de dólares -sobre los 980 millones de euros- en cofinanciamiento. La entidad financiera anima a que los países de todo el mundo movilicen activamente la inversión privada, con políticas firmes que respalden programas integrales de electrificación, promoviendo modelos comerciales viables y proporcionando fondos públicos. De esta manera, asegura, será posible llegar a personas que aún no están atendidas, incluidas las conectadas a redes urbanas frágiles y sobrecargadas, así como a las personas desplazadas y las que están en lugares de difícil acceso.
El Banco Mundial también presta su ayuda a algunos países con el objetivo de elaborar programas de electrificación integrales. Tal y como recoge el informe, el ritmo de electrificación ha aumentado en las últimas dos décadas, pasando de 100 millones de personas al año entre 2000 y 2010 a más de 150 millones anuales entre 2015 y 2017. Entre los países con las ganancias más rápidas en electrificación entre 2010 y 2018 se encuentran Bangladesh, Camboya, India, Kenia, Myanmar, Nepal, Ruanda y Tanzania.
En estos últimos 20 años, cerca de medio centenar de países han alcanzado el acceso universal a la electrificación. En el caso de África, por primera vez en la historia dicho acceso está superando el crecimiento de la población, aunque este progreso ha sido muy desigual en esta región.
A nivel global, la tasa de electrificación alcanzó en 2017 el 89 por ciento, reduciéndose el número de personas sin acceso a la electricidad hasta los 840 millones, en comparación a los 1.000 millones de personas registradas en 2016 y los 1.200 millones en 2010. A pesar de este progreso, se estima que 650 millones de personas, es decir, el 8 por ciento de la población mundial no tendrá acceso a la electricidad en 2030, de los que nueve de cada diez vivirán en el África subsahariana.
47 Son los millones de personas en todo el mundo que tienen acceso a la electricidad
Energía22 elEconomistaOPINIÓN
El consumidor y la electrificación de la economía
La mejora del ambiente en las ciudades puede
revertir el cambio climático, siempre que
evolucione hacia una movilidad basada en
vehículos sin emisiones y se incorpore
la generación FV a pequeña escala en hogares e industrias
María Luisa Huidobro
Miembro del Comité Gestor del Foro para la Electrificación Hoy, el 55 por ciento de la población mundial vive
en áreas urbanas, según el 2018 Revision of World Urbanization Prospects de Naciones Unidas. Se espera que esta proporción ascienda hasta el 68 por ciento en 2050 y que el 90 por
ciento de este incremento tenga lugar en Asia y África. Por otro lado, el Programa de la ONU para los
Asentamientos Humanos (UN-Habitat) indica que las ciudades consumen el 78 por ciento de la energía mundial y producen el 60 por ciento de las emisiones de gases de efecto invernadero.
En cualquiera de los escenarios contemplados por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su World Energy Outlook 2018 (WEO ‘18), las políticas medioambientales relacionadas con la energía son claves para la consecución del doble objetivo de dar solución al problema del cambio climático y garantizar un nivel de calidad del aire compatible con la salud pública en las grandes ciudades en el mundo.
En este contexto, la electrificación de la economía pasa por la sustitución de la generación termoeléctrica por producción eléctrica con fuentes de energía renovable -principalmente eólica, fotovoltaica e hidroeléctrica- y por el desarrollo de
tecnologías de almacenamiento que garanticen la operatividad y seguridad del suministro. Además, es necesario aumentar la flexibilidad de los sistemas eléctricos a los precios de la energía y a los de la potencia y la reserva mediante la participación activa de los consumidores en los mercados eléctricos nacionales y transfronterizos, fomentando las interconexiones.
La Unión Europea verá aumentada su potencia instalada neta hasta 2040 en aproximadamente 270 gigavatios para sustituir la producción térmica y nuclear. Ese año, solo el 4 por ciento de la generación eléctrica provendrá del carbón. Un 20 por ciento de estas inversiones están previstas en España para el cumplimiento del plan del clima.
Según los planes climáticos europeos, la generación térmica no sobrepasará el 15 por ciento del total, frente a un 20 por ciento para el conjunto del mercado interior de electricidad.
El conjunto de los países de la UE, según el WEO ‘18, producen el 31 por ciento de su energía eléctrica con energías renovables, aproximadamente 1.000 teravatios hora año, y en 2040 esta proporción subirá hasta el 63 por ciento, con 2.200 teravatios hora año.
Energía23 elEconomistaOPINIÓN
La mejora del ambiente en las ciudades puede revertir el cambio climático, siempre que se produzca una evolución relativamente rápida hacia una movilidad basada en vehículos sin emisiones y se incorpore la generación fotovoltaica a pequeña escala en un número significativo de hogares e industrias.
Esta situación solo es compatible con las perspectivas recogidas en escenarios como el de desarrollo sostenible del WEO ‘18. Este escenario se caracteriza por un aumento menor de la demanda mundial en 2040 junto con una mayor penetración de renovables y una reducción considerable con respecto a la situación actual de la cobertura de la demanda de tecnologías con emisiones.
Ahora bien, la electrificación del parque de vehículos por sí misma no garantiza la contribución a la mejora de la evolución del clima si no viene acompañada por la sustitución del parque térmico, especialmente el de carbón, por potencia renovable en la producción de electricidad.
Tanto la adquisición de un vehículo para sustituir los actuales por un híbrido o uno exento de emisiones, como la de incorporar generación fotovoltaica a los hogares o los negocios, son decisiones de los consumidores sobre su vivienda, su negocio y su movilidad que requieren de una adaptación ágil de la oferta que, a su vez, depende de que las regulaciones se actualicen.
Según el informe de la AIE Global Electric Vehicle Outlook 2018, China y Europa son las regiones para las que se espera un desarrollo más rápido del vehículo eléctrico. En el primer caso, impulsado por la obligación del gobierno chino a los
fabricantes de cumplimiento de cuotas de nuevos vehículos eléctricos, vigente desde 2017, y en el segundo, por la revisión de los objetivos europeos de emisiones para 2030 combinada con la alta fiscalidad de los combustibles.
La adquisición de vehículos eléctricos en sustitución de los vehículos de combustible fósil es económicamente interesante para muchas familias y múltiples negocios ligados al transporte interurbano. Sin embargo, falta una adecuada respuesta de la industria en relación con el aumento de la autonomía de los vehículos y su fabricación en serie.
Falta también normativa que fomente la instalación masiva de cargadores y que estos dispongan de telecontrol, para que puedan ser objeto de participación dinámica en los mercados de electricidad, de reserva de potencia y de Servicios de Ajuste a través de entidades especializadas, como los agregadores de demanda y comercializadores en representación de sus clientes.
También deben producirse avances importantes en la normativa para que la generación distribuida y el autoconsumo se expandan, garantizando su acceso a la red y su desarrollo en todas las modalidades, incluyendo el autoconsumo colectivo y las conexiones mediante líneas directas y redes interiores.
Para ello, es necesario empezar eliminando los obstáculos económicos y de acceso a las redes que afectan al autoconsumo y a la generación distribuida. También favorecerá este desarrollo el acceso por parte de los consumidores a los mercados de Servicios de Ajuste y autoconsumidores, directamente o a través de sus comercializadores.
La electrificación del parque de vehículos no garantiza la contribución a mejorar la evolución del clima si no está acompañada por la sustitución del parque térmico por potencia renovable en la producción de electricidad
María Luisa Huidobro
Miembro del Comité Gestor del Foro para la Electrificación
24 EnergíaelEconomista
El Grupo Junquera y EDP han llegado a un acuerdo que permitirá a la energética recargar, de forma gratuita en los más de 60 puntos de recarga que la compañía tiene en Asturias los vehículos guppy, la primera iniciativa de carsharing que se pondrá en marcha en esta región el próximo 1 de agosto. EDP también realizará la instalación de puntos de recarga exclusivos para la flota de guppy y el mantenimiento de los mismos.
ELECTRICIDAD
EDP recargará los nuevos ‘carsharing’
en Asturias
Tras la finalización de los trabajos de conexión a la red, Solarcentury iniciará a la vuelta del verano la construcción del complejo conocido como Cabrera Solar, integrado por cuatro plantas fotovoltaicas de 50 megavatios de potencia unitaria, que se ubicarán en Alcalá de Guadaira (Sevilla) La instalación, que responde a un modelo de financiación sin subvenciones públicas, se espera que pueda estar completado en septiembre de 2020.
Solarcentury, lista para las obras de la ‘Cabrera Solar’
Viesgo ha organizado un curso de verano sobre el sector energético en el marco de la Universidad Menéndez Pelayo (UIMP) en Santander. Durante su intervención, el presidente de la compañía, Miguel Antoñanzas, se ha referido a las redes eléctricas de distribución como el eje central de la transición energética y ha destacado el liderazgo de Viesgo en la integración de las renovables en las redes de distribución a un coste eficiente.
Curso de verano de Viesgo sobre
el sector energético
La Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa (Avebiom) ha otorgado el premio Fomenta la Bioenergía 2019 al Ente Vasco de la Energía (EVE) en reconocimiento a las distintas acciones de divulgación, apoyo e inversión, desarrolladas en los últimos años en el uso de la biomasa para la generación térmica en edificios públicos y privados. El galardón se hará entrega durante la celebración de Expobiomasa el próximo 24 de septiembre.
Avebiom premia al EVE en temas de bioenergía
Quedarse sin batería en el móvil no es un problema gracias a Aldro. La energética cántabra ha instalado varios cargadores en las estaciones de metro de Madrid ubicados en los intercambiadores de Moncloa, Plaza de Castilla, Avenida de América y Plaza Elíptica. Esta iniciativa forma parte de un plan de marketing que incluye espacio flash con animaciones de Aldro en las pantallas y posteriores anuncios para dar a conocer la compañía.
Cargar el móvil en el metro es posible
con Aldro
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26 EnergíaelEconomista
La Unión Europea ha dado luz verde a la nueva regulación del mercado de la electricidad con la aprobación de cuatro textos legislativos que completan el paquete Energía limpia para todos los europeos que la Comisión Europea lanzó en noviembre de 2016 y que será clave para la consecución de los objetivos a 2030 en
materia de renovables, eficiencia energética y mercado común de la energía. El conjunto de medidas, que deberán aplicarse a partir del 1 de enero de
2020, está compuesto por la Directiva y el Reglamento sobre el mercado interior de la electricidad, el Reglamento de la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) y el Reglamento sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad.
Respecto al Reglamento sobre el mercado interior de la electricidad, la nueva normativa tiene por objeto, en líneas generales, permitir la libre formación de precios, facilitar el comercio transfronterizo y la coordinación regional, la integración del almacenamiento, la demanda flexible y las energías renovables, así como establecer criterios en materia de subvenciones para la capacidad de reserva. Además, a fin de posibilitar una transición justa, se ayudará a los Estados miembros a abordar las repercusiones sociales y económicas que se produzcan en las regiones
CONCHA RASO
EUROPA MANTIENE LA PRIORIDAD DE DESPACHO A LAS RENOVABLESEl Reglamento del mercado interior de electricidad obliga a que este derecho se conceda a las instalaciones renovables con una capacidad inferior a los 400 kilovatios
RENOVABLES
EE
27 EnergíaelEconomistaRENOVABLES
afectadas con una utilización intensiva del carbón y altas emisiones de carbono durante la transición a las energías limpias.
En materia de balance, el Reglamento establece que todos los participantes del mercado serán responsables de los desvíos que causen en el sistema, aunque los Estados miembros podrán establecer exenciones de la responsabilidad de balance a proyectos de demostración de tecnologías innovadoras, instalaciones de generación de electricidad que utilicen fuentes renovables con una capacidad eléctrica instalada inferior a 400 kilovatios, así como instalaciones que se beneficien de ayudas aprobadas por la Comisión. Las exenciones también podrán aplicarse a las instalaciones renovables con una capacidad eléctrica instalada inferior a 200 kilovatios y que se pongan en servicio a partir del 1 de enero de 2026. Cuando un Estado miembro conceda una exención deberá garantizar que otro participante en el mercado cumpla las responsabilidades financieras por los desvíos.
La nueva normativa también señala que el precio de la energía de balance no estará predeterminado en un contrato para reserva de balance. Los procesos de adquisición serán transparentes, respetando la confidencialidad de la información comercial. Asimismo, señala que la liquidación de la energía de balance en el caso de productos estándar y específicos se basará en precios marginales salvo que todas las autoridades reguladoras aprueben un método de fijación de precios alternativo en base a una propuesta conjunta de todos los gestores de redes de transporte tras un análisis que demuestre que dicho método de fijación de precios alternativo es más eficiente.
Respecto al comercio en los mercados diario e intradiario, los operadores de mercado (Nemo) facilitarán productos de un tamaño lo bastante reducido -con ofertas mínimas de 500 kW o menos- para hacer posible la participación efectiva de la respuesta por parte de la demanda, el almacenamiento de energía y las renovables a pequeña escala, incluida la participación directa por los clientes. A más tardar el 1 de enero de 2021, el período de liquidación de los desvíos será de 15 minutos en todas las zonas de programación, a menos que las autoridades reguladoras hayan concedido una exención. Estas exenciones solo podrán concederse hasta el 31 de diciembre de 2024.
A partir del 1 de enero de 2025, el período de liquidación de los desvíos no será superior a 30 minutos cuando todas las autoridades reguladoras de una zona síncrona hayan concedido una exención. Por otro lado, aunque no habrá un límite máximo ni mínimo para los precios al por mayor de la electricidad, los Nemo podrán aplicar límites a los precios de casación máximos y mínimos para los horizontes temporales diario e intradiario.
Prioridad de entrada en la red El artículo 12 del Reglamento determina que los gestores de redes darán prioridad de despacho a las instalaciones de generación de electricidad que utilicen energía procedente de fuentes renovables con una capacidad eléctrica instalada inferior a 400 kilovatios -reduciéndose a menos de 200 kilovatios para las que entren en servicio a partir del 1 de enero de 2016-, así como para proyectos de demostración de tecnologías innovadoras, siempre que el funcionamiento seguro de la red eléctrica nacional lo permita. El Reglamento también prevé la prioridad de despacho para las instalaciones de cogeneración de alta eficiencia con una capacidad eléctrica instalada inferior a los 400 kilovatios.
La normativa también establece la posibilidad de que un Estado miembro decida no aplicar la prioridad de despacho a aquellas instalaciones renovables que inicien su funcionamiento al menos seis meses después de la decisión o, en todo caso, aplicar una capacidad mínima más baja. Además,
Imagen nocturna de una planta de cogeneración. ISTOCK
2025 El período de liquidación de los desvíos no será superior a 30 minutos
28 EnergíaelEconomista
todas las instalaciones renovables o de cogeneración que hayan sido puestas en servicio antes del 4 de julio de 2019, seguirán beneficiándose de despacho prioritario. Esta opción solo dejará de aplicarse a partir del momento en que estas instalaciones necesiten un nuevo acuerdo de conexión o si aumenta la capacidad de generación de las mismas.
Otro de los puntos relevantes del nuevo Reglamento es la posibilidad de que cualquier Estado miembro pueda introducir mecanismos de capacidad para eliminar los problemas residuales de cobertura, aunque antes de hacerlo, deberá elaborar un estudio exhaustivo sobre sus posibles efectos en los Estados miembros vecinos. Los mecanismos de capacidad serán temporales y serán aprobados por la Comisión por una duración no superior a diez años.
Los mecanismos de capacidad incorporarán una serie de requisitos en cuanto a límites de emisiones de CO2 se refiere, de manera que los generadores que emitan más de 550 gramos de CO2 procedentes de combustibles fósiles por kilovatio hora de electricidad cuya producción comercial se inicie antes del 4 de julio de 2019, no podrán participar en los
mecanismos de capacidad. Por su parte, los generadores que emitan más de 550 gramos de CO2 procedente de combustibles fósiles por kilovatio hora de electricidad y más de 350 kilos de CO2 procedentes de combustibles fósiles de media por año, podrán participar en mecanismos de capacidad hasta el 1 de julio de 2025. Los Estados miembros que apliquen mecanismos de capacidad con fecha de 4 de julio de 2019 adaptarán sus mecanismos sin perjuicio de los compromisos o contratos celebrados antes del 31 de diciembre de 2019.
El nuevo Reglamento también obliga a los gestores de redes de transporte a cooperar a nivel de la Unión a través de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (REGRT) a fin de promover la realización y el funcionamiento del mercado interior de la electricidad y del comercio interzonal. Antes del 5 de julio de 2020, todos los gestores de redes de transporte de una región de operación del sistema presentarán una propuesta para la creación de centros de coordinación regionales a las autoridades reguladoras, que se encargarán de un conjunto de tareas de relevancia, relacionadas con la operación de las redes, la gestión de los mercados y la preparación frente a los riesgos.
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Energía30 elEconomistaOPINIÓN
Efectividad en la conexión a la red
Unef pide transparencia en
el proceso de concesión de los puntos de acceso
y conexión, así como otorgar prioridad a
proyectos que puedan acreditar su madurez,
sin perjudicar a los pequeños
desarrolladores
Jorge Barredo
Presidente de la Unión Española Fotovoltaica (Unef) El Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC)
elaborado por el Gobierno prevé la instalación, a lo largo de la próxima década, de 29 GW de nueva potencia fotovoltaica. Este objetivo puede parecer ambicioso para un país que, a pesar del
alto recurso del que dispone, actualmente cuenta con una potencia fotovoltaica instalada total de 4,8 GW.
Sin embargo, los números facilitados en las últimas semanas por Red Eléctrica ponen de manifiesto que el sector fotovoltaico está preparado para cumplir con las metas planteadas por el PNIEC: a día de hoy, REE indica que hay 29,5 GW de proyectos fotovoltaicos con solicitud concedida y un total de 80 GW en tramitación.
Ante esta situación queda claro que, de cara al cumplimiento de los objetivos establecidos a 2030, es de fundamental importancia que se definan en el detalle las condiciones del acceso y de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica.
La metodología propuesta por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en su propuesta de Circular nos parece adecuada, al establecer una serie de pasos muy claros para la obtención de los permisos de acceso
y conexión, reduciendo además la carga administrativa, eliminando ciertas figuras que añadían complicaciones al proceso, como es el caso del Interlocutor Único de Nudo, y añadiendo transparencia al proceso.
Sin embargo, creemos que la versión final de esta Circular tiene que trabajar por eliminar aquellos puntos del proceso que no aporten valor añadido, pero sin que esto suponga la imposición de barreras a pequeñas y medianas empresas. A este respecto, y en representación del sector fotovoltaico, desde la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) hemos presentado una serie de alegaciones a esta propuesta de Circular.
Los hilos conductores de nuestras aportaciones han sido, por un lado, la necesaria transparencia en el proceso de concesión de los puntos de acceso y conexión, que debe permitir que haya información simétrica entre los actores para evitar que se produzcan situaciones de abuso de posición dominante; y, por otro lado, el principio de otorgar prioridad a aquellos proyectos que puedan acreditar su madurez, pero sin perjudicar a los pequeños desarrolladores.
En cuanto a la introducción del mecanismo de subasta para conceder los permisos de acceso y conexión en los casos en los que en un determinado nudo haya un aumento de la
Energía31 elEconomistaOPINIÓN
capacidad disponible superior a 200 MW, consideramos que este mecanismo es acertado siempre y cuando se cumplan dos condiciones. La primera, que haya sobredemanda, y la segunda, que tenga un diseño pay-as-bid, en el que se recibe lo que se oferta. Tal y como demuestra la experiencia del resto de países europeos, este sistema fomentaría un comportamiento más razonable de los participantes y, al asegurar que ganan los proyectos más económicos, evitaría las sobre-retribuciones. Además, es importante que los proyectos que se presenten a la subasta cuenten con los mismos requerimientos para tramitar la solicitud de los permisos que deben demostrar los proyectos que realizan la solicitud a través del procedimiento general.
Con el objetivo de maximizar el uso de las redes, la propuesta define la Potencia Complementaria, con la que se podrán obtener permisos de acceso y conexión para una potencia mayor que la potencia máxima disponible. Con la introducción de este tipo de término, se viabiliza la repotenciación de los parques fotovoltaicos. Sin embargo, en relación a la Potencia Complementaria, creemos necesario que se especifique de forma más detallada las condiciones en las cuales el gestor de la red estará obligado a considerar esta potencia complementaria, los límites aplicables y la obligación de dar publicidad a su existencia, para aportar mayor transparencia al proceso.
Además, con el fin de acreditar la madurez de los proyectos, proponemos la definición de una secuencia de hitos intermedios diferentes a lo que ha propuesto la Circular, sujetos a si la instalación requiere de evaluación de impacto ambiental simplificada u ordinaria y basada en plazos más cortos.
Además, proponemos que se definan nuevos umbrales de potencia de cortocircuito para aumentar la capacidad de acceso a la red, ayudando a la eliminación del cuello de botella creado en las solicitudes. La tecnología fotovoltaica está preparada para asumir valores de cortocircuito mayores con respecto al valor definido por la circular, elemento que hay que tener en cuenta a la hora de revisar los umbrales citados, porque permitiría reducir las inversiones en la ampliación de las redes.
Además, desde UNEF proponemos que la Circular incluya un anexo con los modelos normalizados de avales o seguros de caución que los promotores deberán presentar y que se elimine el trámite de validación de la garantía por el órgano competente o, en el caso de que sea necesaria la validación, se haga a través de un sistema transparente y con trazabilidad.
En definitiva, creemos que el fin último de esta Circular debe ser permitir el mayor nivel de penetración de las renovables posible, garantizando a la vez la competencia y evaluando la firmeza de las solicitudes para dejar fuera las que no estén respaldadas por proyectos sólidos y reducir las listas de espera. Asimismo, consideramos de primaria importancia que la versión final de esta Circular de la CNMC esté en línea con los principios establecidos por el PNIEC y por el Ministerio para la Transición Ecológica.
Solamente a través de la definición de un marco coherente en todas sus vertientes podremos, no solo alcanzar las metas previstas para la próxima década, sino también llevar a cabo una transición ecológica eficaz y justa, a la vez que se ofrecen precios de la energía cada vez más competitivos para los consumidores.
La Circular de la CNMC debe permitir mayor penetración de renovables, evaluar la firmeza de las solicitudes para dejar fuera las que no estén respaldadas por proyectos sólidos y reducir las listas de espera
Jorge Barredo
Presidente de la Unión Española Fotovoltaica (Unef)
32 EnergíaelEconomista
Los países que no pertenecen a la OCDE seguirán siendo el principal motor de la demanda mundial en 2020 con un crecimiento de 880.000 barriles diarios, mientras que la tasa de crecimiento de los países OCDE se acelerará hasta los 520.000 barriles en esa fecha
LA DEMANDA MUNDIAL DE CRUDO EN 2020 SUBIRÁ EN 1,4 MILLONES DE BARRILES
Gasolina
Gasoil
ESPAÑA AUSTRIA BÉLGICA BULGARIA CHIPRE REP. CHECA CROACIA DINAMARCA ESTONIA
1,321€ 1,210€
1,274€ 1,208€
1,431€ 1,419€
1,110€ 1,106€
1,199€ 1,219€
1,275€ 1,240€
1,372€ 1,308€
1,660€ 1,406€
1,361€ 1,331€
CARBURANTES
FINLANDIA
1,561€ 1,370€
CONCHA RASO
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha publicado un informe en el que presenta su primer análisis del comportamiento del mercado del petróleo en 2020. Según sus estimaciones, la demanda mundial de petróleo aumentará en 1,4 millones de barriles diarios a finales del año que viene, hasta alcanzar los
101,7 millones de barriles. La subida de la demanda irá respaldada, según recoge el informe, por
una demanda sólida de los países no pertenecientes a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), la expansión de las petroquímicas, la creencia de que se resolverán las disputas comerciales y un repunte del Producto Interior Bruto (PIB) del 3,4 por ciento. Los países que no pertenecen a la OCDE seguirán siendo el principal motor de la demanda mundial en 2020 con un crecimiento de 880.000 barriles diarios, mientras que la tasa de crecimiento de los países de la OCDE se espera que se acelere hasta los 520.000 barriles de crudo en 2020.
Para 2019, la AIE ha vuelto a revisar a la baja la previsión de crecimiento de la demanda mundial de petróleo en unos 100.000 barriles diarios como consecuencia del impacto de la guerra comercial, particularmente entre los países de la OCDE, de manera que a 31 de diciembre de 2019 se espera
■ El precio de barril de Brent, de referencia en Europa, oscilará en los próximos meses entre los 60 y 67 dólares, según un análisis de Bank of America Merrill Lynch, que también pronostica una progresiva reducción global de la demanda de petróleo. Al cierre de esta edición, el precio del barril de Brent para entrega en septiembre cotizaba en el mercado de futuros de Londres por encima de los 63 dólares, lo que supone una subida del 1% a pesar de las tensiones geopolíticas entre EEUU e Irán, marcadas por el anuncio del derribo de un dron iraní por parte de EEUU y la detención de un petrolero británico por parte de Irán en una operación de contrabando en el Golfo Pérsico, concretamente en los alrededores del Estrecho de Ormuz, uno de los pasos marítimos más importantes y estratégicos del mundo por el que transita el 30% de todo el crudo que se exporta en el globo. Por su parte, el precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) conseguía repuntar un 1,3% y cerraba la sesión por encima de los 56 dólares el barril, aunque acumulaba una caída de un 7,6% en los últimos siete días debido a la preocupación por una menor demanda.
El crudo no superará la barrera de los 70$
ISTOCK
33 EnergíaelEconomista
Gasolina
Gasoil
MALTA PAÍSES BAJOS POLONIA PORTUGAL RUMANIA ESLOVAQUIA ESLOVENIA SUECIA
1,360€ 1,230€
1,690€ 1,358€
1,208€ 1,187€
1,521€ 1,346€
1,182€ 1,194€
1,350€ 1,224€
1,295€ 1,234€
1,523€ 1,499€
REINO UNIDO
1,414€ 1,467€
2020, a una reducción significativa del contenido de azufre en el combustible utilizado por los buques que operan fuera de las zonas de control ECA y que dará lugar a cambios importantes en la demanda de combustible para barcos.
La oferta supera la demanda La Agencia Internacional de la Energía considera improbable que exista algún problema en responder al crecimiento previsto de la demanda ya que, según sus previsiones, habrá un abundante suministro por parte de los países ajenos a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), siempre y cuando no se produzca un conflicto geopolítico importante. A este respecto, se espera que el crecimiento de los países fuera de la OPEP se acelere desde 1,9 millones de barriles diarios de crudo en 2019 hasta los 2,3 millones de barriles diarios en 2020. La mayor aportación vendrá de Estados Unidos, aunque Brasil, Noruega y Canadá también contribuirán sólidamente a dicho crecimiento.
En un nuevo informe dado a conocer este mes de julio, el organismo internacional advierte de que la oferta de petróleo ha superado en 900.000 barriles diarios la demanda global y aconseja a la OPEP rebajar su producción a mínimos de 17 años para nivelar la oferta y la demanda del mercado, lo que supondría dejar a sus competidores el control de la cuota de mercado. El exceso de oferta de petróleo se prolongará, al menos, hasta 2020 y se suma a las enormes existencias acumuladas en la segunda mitad de 2018.
Estos últimos datos aparecen tan solo dos semanas después de que la OPEP decidiera extender los recortes al suministro petrolero hasta el 31 de marzo de 2020 (1,2 millones de barriles menos al día, es decir, el 1,2 por ciento de la producción mundial), en un contexto de debilitamiento de la economía mundial y un alza del bombeo en EEUU. Rusia y otros nueve productores aliados de la OPEP también se han sumado a la extensión de los recortes. Todos ellos han estado reduciendo el bombeo desde 2017 para
que la subida de la demanda de petróleo sea de 1,2 millones de barriles diarios de crudo hasta una media de 100,3 millones de barriles.
En los tres primeros meses del presente año, la demanda de este combustible se incrementó en tan solo 300.000 barriles diarios, lo que supone la subida más baja desde 2011 cuando el precio del barril de brent alcanzó de media los 109 dólares, y advertía de que en el segundo trimestre el consumo será inferior en 100.000 barriles al día, un pronóstico que se ha cumplido finalmente, con una caída del 33 por ciento por culpa de la crisis industrial.
Sin embargo, estas estimaciones globales a la baja para el primer semestre del año se compensarán con unos pronósticos de crecimiento más altos para el segundo semestre de 2019, especialmente en los tres últimos meses del año, para el que la AIE pronostica una subida importante de la demanda de gasóleo debido a la norma IMO (Organización Marítima Internacional) en el transporte marítimo, una nueva normativa para la navegación marítima internacional que obligará, a partir del 1 de enero de
La industria global de refino agregará 3,5 mb/d de nueva
capacidad entre 2019 y 2020
ISTOCK
CARBURANTES
34 EnergíaelEconomista
Gasolina
Gasoil
FRANCIA ALEMANIA GRECIA HUNGRÍA IRLANDA ITALIA LETONIA LITUANIA
1,520€ 1,422€
1,478€ 1,257€
1,623€ 1,382€
1,204€ 1,207€
1,415€ 1,306€
1,596€ 1,484€
1,275€ 1,184€
1,229€ 1,137€
LUXEMBURGO
1,243€ 1,091€
impedir el desplome de los precios en medio del aumento de la producción de EEUU, que ha superado a Rusia y a Arabia Saudita como el mayor productor mundial de petróleo.
Respecto a la demanda de petróleo de los países de la OPEP, caerá en 29,3 millones de barriles diarios en 2020, unos 650.000 barriles por debajo del nivel de producción de mayo. El suministro de la OPEP cayó a su nivel más bajo desde 2014, como consecuencia del hundimiento de la oferta iraní debido a las sanciones -su nivel más bajo desde finales de la década de los 80-, así como a la menor producción saudí y nigeriana. La capacidad de reserva efectiva de la OPEP fue de 3,2 millones de barriles diarios en mayo pasado, de los que el 72 por ciento, es decir, 2,3 millones de barriles, corresponden a Arabia Saudita.
El informe de la AIE también incluye una estimación del comportamiento del sector del refino en los próximos 18 meses. Según los datos aportados, el rendimiento global de la refinería en mayo pasado se ubicó en su nivel más bajo en dos años por mantenimiento y cortes no planificados. Para agosto, las operaciones de refinería podrían ser de 4 millones de barriles diarios más altas. Entre 2019 y 2020, la industria global de refino agregará 3,5 millones de barriles de petróleo de nueva capacidad. De esta cantidad, 2,4 millones se producirán en 2019 -una cifra inferior a los 2,6 millones pronosticados a principios de año-, y los 1,1 millones restantes en 2020.
Uno de los grandes proyectos que se espera entre en operación en 2020 es el complejo integrado de refinería y petroquímica de 800.000 barriles diarios de Zhejiang Petrochemical, ubicado en la ciudad china de Zhoushan. La fase I del proyecto incluirá una refinería de 400.000 barriles al día de nueva construcción con una unidad de craqueo de etileno de 1,4 millones de toneladas métricas anuales (mmtpa) y una unidad de aromáticos de 5,2 mmtpa. La fase II verá una expansión de la refinería de 400.000 barriles por día, que incluirá una integración química más profunda.
Por su parte, el crecimiento de la demanda de productos refinados entre 2019 y 2020 se estima en 1,6 millones de barriles diarios, dejando espacio
solo para la mitad de la nueva capacidad de refino. El resto tendrá que competir con las refinerías existentes, ya que es poco probable que las tendencias del mercado petrolero global incentiven las grandes acumulaciones de stock de productos.
En otro orden de cosas, las existencias de petróleo de la OCDE aumentaron en 15,8 millones de barriles en abril hasta los 2.883 millones de barriles, ligeramente por encima del promedio de los últimos cinco años. En días de demanda adelantada, las existencias ascienden a 59,9 días, lo que supone 1,6 días por debajo del promedio. Los datos preliminares del mes de mayo muestran una importante acumulación en las existencias de crudo de EEUU.
Los precios de los futuros del crudo de referencia han caído un 20 por ciento desde finales de abril, en parte debido a las preocupaciones sobre la salud de la demanda de petróleo. Sin embargo, la curva de avance del barril de brent permanece en retroceso, lo que sugiere mercados precisos y ajustados.
Evolución demanda mundial de petróleo (2018-2020)(millones de barriles diarios)*
elEconomistaFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE)
*Biocombustibles incluidos
África
América
Asia/Pacífico
Europa
FSU
Oriente Medio
Total Mundial
4.3
31.6
35.0
14.8
4.5
8.2
98.5
I TRI.
4.3
31.7
34.7
15.0
4.6
8.5
98.8
II TRI.
4.2
32.3
34.3
15.5
4.9
8.8
99.9
2018 2019 2020
III TRI.
4.3
32.1
35.1
14.9
4.8
8.2
99.4
IV TRI.
4.3
31.9
34.8
15.1
4.7
8.4
99.2
MEDIA
4.4
31.4
35.4
14.7
4.7
8.2
98.7
I TRI. II TRI. III TRI.
4.4
32.3
36.1
15.1
5.0
8.3
101.2
IV TRI.
4.4
32.1
35.4
15.2
4.9
8.5
100.3
MEDIA
4.5
31.6
36.0
14.7
4.8
8.2
99.8
I TRI.
4.4
32.5
35.9
15.3
4.8
8.6
101.6
II TRI.
4.3
33.1
35.9
15.7
5.1
8.9
102.9
III TRI.
4.4
32.7
37.0
15.2
5.0
8.3
102.7
IV TRI.
4.4
32.5
36.2
15.2
4.9
8.5
101.7
MEDIA
4.4
31.9
35.2
15.2
4.8
8.6
100.0
4.2
32.6
35.2
15.6
5.0
8.9
101.4
■ La industria petrolera de EEUU ha superado los 12 millones de barriles diarios de producción, un nuevo récord para el que lleva siendo el mayor productor de petróleo del mundo desde principios de 2018, gracias a la rápida expansión de la técnica del ‘fracking’ para extraer petróleo de esquisto, lo que le ha permitido superar en 2 millones de barriles diarios la producción de Arabia Saudí, país que ha liderado históricamente la producción de oro negro, y en 1,6 millones de barriles la de Rusia, segundo productor a nivel mundial.
EEUU bombea más crudo que Arabia Saudí
CARBURANTES
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
Energía36 elEconomistaOPINIÓN
Bonos verdes: una tendencia imparable
El mercado de bonos verdes arrancó en 2007
aunque pasó casi desapercibido hasta
2013. Desde entonces, se han emitido bonos
verdes por más de 525.000 millones, cifra que apenas representa
el 1% del total del mercado de bonos
Los bonos verdes han continuado con su imparable ascenso durante 2019 en términos de volumen, participantes y popularidad. A pesar de que muchos de ustedes conocerán bien este mercado, permítanme que antes de entrar en materia dedique
unas líneas para aquellos lectores que todavía no están familiarizados con el mercado de financiación sostenible.
El mercado de bonos verdes arrancó en 2007, aunque lo cierto es que pasó prácticamente desapercibido hasta 2013. Desde entonces, se han emitido bonos verdes por valor superior a 525.000 millones de euros, cifra que apenas representa el 1 por ciento del total del mercado de bonos.
Entendemos por bono verde aquella emisión de deuda cuyos fondos están destinados en exclusiva a financiar proyectos verdes elegibles.
La elegibilidad viene determinada por su alineación con los Green Bond Principles (GBP), los cuales establecen un marco de referencia para determinar qué bonos pueden ser etiquetados como verdes.
Al contrario de lo que podría parecer, en este mercado existe vida más allá de las utilities. Compañías de sectores tan
diversos como el financiero, telecomunicaciones y real state emiten con regularidad bonos verdes.
El mercado global de bonos verdes se nutre, principalmente, de empresas privadas, las cuales representan un 32 por ciento del total de emisiones, seguidas de los bancos y agencias supranacionales.
A pesar de que España todavía tiene camino por recorrer en este campo para situarse a la altura de países como Francia, cabe mencionar que contamos dentro de nuestras fronteras con la empresa privada que lidera el ranking global de emisiones verdes y es considerada como uno de los líderes de opinión más influyentes en materia sostenible: Iberdrola.
Iniciar esta andadura no es gratis para los emisores. Aquellos que deciden emitir un bono verde deben cumplir con los GBP, lo que conlleva un trabajo adicional de identificación de activos, reporting y, en la mayoría de casos, agregar nuevas tareas y modificar la forma de trabajar de ciertos equipos. Además, adquieren un compromiso relevante con los inversores que acuden a su emisión, añadiendo así el riesgo reputacional a la ya de por sí extensa lista de riesgos que deben gestionar.
¿Qué aliciente tiene entonces para los emisores el bono verde?
Javier Santos
Head of Corporate Debt Capital Markets Iberia en Natixis
Energía37 elEconomistaOPINIÓN
En primer lugar destacaría que el principal aliciente no es el precio. Es cierto que durante 2019 las nuevas emisiones verdes han gozado en promedio de unos ratios de demanda superiores y esa demanda incremental ha permitido que un gran número de emisiones hayan optimizado ligeramente su precio.
Dicho esto y en base a nuestra experiencia, los dos factores diferenciales que tienen en consideración los emisores de bonos verdes son: diversificación de su base inversora, por un lado, y quizás con mayor relevancia, la alineación de su estrategia de sostenibilidad con su estrategia de financiación. Con esta alineación consiguen potenciar su compromiso con los Objetivos de Desarrollo Sostenible y, al mismo tiempo, lanzar un mensaje visible a sus inversores, clientes, empleados y demás grupos de interés con los que operan.
La inversión sostenible está liderada por los inversores franceses que, además de demostrar un mayor compromiso con la Agenda 2030, están aventajados al operar en un mercado más maduro e innovador en materia sostenible. Mirova, nuestra gestora de activos sostenibles, es un buen ejemplo, al haberse comprometido a tener en cartera inversiones sostenibles por valor de 20.000 millones en 2023 y duplicar así la cifra de 2018.
En la actualidad, los bonos verdes son un tema de discusión habitual en foros económicos de toda índole. A través de su grupo de expertos, la Comisión Europea ha publicado recientemente la esperada Taxonomía, cuyo principal objetivo es facilitar la inversión sostenible mediante una clasificación de
actividades económicas y criterios técnicos para definir su elegibilidad.
Nuestros expertos del Green Hub tienen una opinión positiva sobre su contenido y aplicación, si bien consideran que los umbrales propuestos para ciertos sectores son algo rigurosos y alejados de las prácticas de mercado. De momento no incluye algunas de las actividades más contaminantes (minería, aviación…) y, en nuestra opinión, asegurar el éxito de la transición hacia un modelo de huella de carbono cero requiere que se facilite a estas actividades formar parte del proceso.
Repsol es un claro ejemplo de una compañía que opera en un sector contaminante y, al mismo tiempo, contribuye de manera sustancial a la transición. Además de haber incluido en su plan estratégico el desarrollo de nuevos negocios vinculados a la transición energética, las inversiones efectuadas con los fondos de su bono verde, evitan la emisión de alrededor de 1,2 millones de toneladas de CO2.
¿El futuro? Los bonos verdes y las finanzas sostenibles en su espectro más amplio son una tendencia imparable. De acuerdo con un informe publicado por Climate Bond Initiative, se requieren 90 billones de dólares en inversiones relacionadas con el clima para 2030.
Esperamos que el número de participantes, fondos y necesidades de financiación sostenible crezcan de manera exponencial en los próximos años y, al mismo tiempo, que la aportación de la nueva Taxonomía haga de la consolidación de los bonos verdes una realidad.
Los dos factores que tienen en consideración los emisores de bonos verdes son la diversificación de su base inversora y la alineación de su estrategia de sostenibilidad con su estrategia de financiación
Javier Santos
Head of Corporate Debt Capital Markets Iberia en Natixis
38 EnergíaelEconomista
Schweppes Suntory España ha entregado a su equipo comercial los primeros coches con tecnología gas licuado de petróleo (GLP), proporcionados por Renault y la compañía de renting y gestión de flotas ALD Automotive. Con la entrega de estos 34 vehículos, modelo Clio Societé GLP, arranca el Plan de Movilidad 2030 de Schweppes Suntory España, cuyo objetivo es continuar incorporando en su flota tecnologías ECO.
CARBURANTES
Renault entrega 34 vehículos GLP
a Schweppes
Cepsa ha desarrollado un proyecto pionero en España mediante el cual sus empleados podrán hacer sus consultas habituales en materia de recursos humanos a través de un asistente virtual disponible en su intranet. Esta plataforma permitirá una búsqueda de información a cualquier hora, cualquier día y desde cualquier lugar, y agilizará la relación entre los empleados de la compañía y el área de recursos humanos.
Cepsa incorpora la Inteligencia
Artificial
Schlumberger ha nombrado a Olivier Le Peuch nuevo consejero delegado y miembro del consejo de administración de la compañía, en sustitución de Paal Kibsgaard. A partir del 1 de agosto, Kibsgaard dimitirá como presidente del Consejo y se retirará del Consejo de Administración tras 22 años en la empresa -ocho como CEO y cuatro como presidente-. Mark G. Papa, actual director no independiente, se convertirá en presidente no ejecutivo del Consejo.
Olivier Le Peuch, nuevo CEO de Schlumberger
La Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC) ha lanzado un estudio en el que pide cambios regulatorios para fomentar la apertura de estaciones de servicio desatendidas. El estudio constata que las gasolineras automáticas tienden a ser más baratas que las tradicionales y que incrementan la presión competitiva sobre las demás, beneficiando también a los consumidores que siguen acudiendo a las gasolineras tradicionales.
La CNMC, a favor de las gasolineras
desatendidas
El Corte Inglés y Repsol avanzan en su acuerdo y elevan a veintidós los puntos de contratación de electricidad y gas en los centros comerciales del grupo de distribución. Con esta alianza, los clientes de El Corte Inglés pueden contratar la luz y el gas de Repsol con una tarifa individualizada y descuentos en carburante hasta 9 céntimos por litro, a lo que se añade, además, una tarjeta regalo de El Corte Inglés por valor de hasta 100 euros.
Avanza la alianza entre El Corte Inglés
y Repsol
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40 EnergíaelEconomista
El gas natural está viviendo una de sus mejores épocas. Según la edición 2019 del BP Statistical Review of World Energy, tanto el consumo como la producción de este combustible a nivel mundial aumentaron en más de un 5 por ciento en 2018, alcanzando una de las tasas de crecimiento
más fuerte de los últimos 30 años.
EL EXCESO DE GAS BAJA SU PRECIO A MÍNIMOS DE HACE 20 AÑOS
C. RASO / R. ESTELLER
El aumento de la producción de gas en países como Estados Unidos, Rusia y Australia, está provocando un exceso de suministro de gas en el mercado. Esta situación está generando una mayor presión sobre los precios de este combustible, con caídas en todas las partes del mundo
GAS
ISTOCK
41 EnergíaelEconomistaGAS
El principal responsable de este incremento es Estados Unidos, que representó casi el 40 por ciento del crecimiento de la demanda global y más del 45 por ciento del aumento de la producción el pasado año gracias a la revolución del esquisto. De hecho, la producción estadounidense de gas aumentó un 11,5 por ciento -su tasa de crecimiento más alta desde 1951-, lo que convierte al país en el mayor contribuyente al crecimiento de la producción mundial de gas, seguido de Rusia, Irán y Australia.
Otro factor que ha respaldado la fortaleza de los mercados mundiales de gas el año pasado, según el informe de BP, es la expansión del gas natural licuado (GNL), que aumentó casi un 10 por ciento en 2018, impulsado por los nuevos trenes de Estados Unidos y por un incremento de la producción de las nuevas plantas de licuefacción de Australia, Estados Unidos y Rusia. Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), se espera que para 2024 las exportaciones estadounidenses de GNL superen los 100.000 millones de metros cúbicos (bcm) y el país se convierta en el mayor exportador de este tipo de combustible por delante de Australia y Qatar.
El aumento de la producción en estos países está provocando un exceso de suministro de gas en el mercado, lo que está generando una mayor presión sobre los precios del gas natural, con caídas en todas las partes del mundo. Algunos exportadores temen que tengan que recortar su producción y les asalta la duda sobre si seguir adelante o no con sus inversiones.
En su informe a corto plazo del mes de julio, la Administración de Información de Energía americana (EIA) pronostica que los precios del gas natural Henry Hub para junio, julio y agosto de este año serán de 2,37 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) de media, su cifra más baja desde 1998. La EIA espera que a medida que el crecimiento de la oferta comience a moderarse los precios del gas natural suban, pudiendo alcanzar los 2,50 dólares por MMBtu de media en la segunda mitad de 2019 y los 2,77 dólares por MMBtu en 2020.
Hacia una convergencia global de los precios Durante gran parte del pasado año, la fortaleza de la demanda asiática de gas, liderada por China, fue suficiente para absorber estos suministros. Sin embargo, la caída del consumo en esta región a finales de 2018, combinada con un pequeño aumento en las exportaciones de GNL, provocó que los precios retrocedieran y que el diferencial de precios entre Asia y Europa se redujera significativamente.
Los precios asiáticos han caído aún más en los primeros meses de 2019. El índice de referencia de GNL de Asia -el marcador Japón-Corea-, llegó a caer más de la mitad a principios de año, hasta los 4,375 dólares por millón de unidades térmicas británicas. Se trata de un descuento excepcional respecto a los precios europeos, ya que los futuros en Reino Unido se negociaban en ese momento en torno a los 4,50 dólares, su peor trimestre en una década.
En su último informe sobre gas, la AIE cree que los principales mercados están enviando señales alentadoras. Los países con un fuerte consumo de gas natural y un crecimiento de las importaciones, como China, India y Pakistán, están reformando sus mercados internos. Todos ellos han realizado varias revisiones de precios en 2018 y 2019 con el objetivo de lograr una mayor convergencia con los precios del mercado internacional y fomentar la inversión en la producción nacional. Unas reformas similares que también están siendo promulgadas en varios países productores.
Planta de Enagás. EE
La EIA pronostica que el precio del gas
Henry Hub será de 2,37 $/MMBtu
este verano
42 EnergíaelEconomistaGAS
En España no cabe más gas A medida que bajan los precios, el envío de gas de EEUU a Asia se reduce y Europa se transforma en un mercado cada vez más atractivo. Ante esta situación, los países que disponen de más capacidad de almacenamiento, como es el caso español, están siendo utilizados para almacenar el exceso de gas que hay en el mundo a la espera de que suban los precios.
Sin embargo, los operadores de GNL están teniendo problemas para colocar el gas en nuestro país, ya que los tanques de almacenamiento están llenos -tal y como acabamos de comentar- en previsión de una subida de los precios a lo largo del año. Enagás, el gestor del sistema español, ha tenido que rechazar la entrada de barcos en las plantas españolas por falta de capacidad, aunque con la llegada del otoño se espera que parte de ese gas pueda volver a cargarse en metaneros, lo que volverá a aportar ingresos al sistema gasista español.
Los tanques de almacenamiento en las terminales de regasificación suelen experimentar una rotación bastante rápida, ya que el GNL se vuelve a convertir en gas antes de ser enviado a la red de transporte. Sin embargo, los importadores se abstienen cada vez más de procesar el líquido en espera de precios más altos, lo que crea un bloqueo en la cadena de suministro.
Los tanques de almacenamiento de GNL en las tres terminales de importación más concurridas de España se espera que estén significativamente más llenos este mes y en agosto que hace un año y se sitúen cerca de sus topes. Concretamente, en los meses de julio y agosto está previsto que se incremente un 75 por ciento la energía descargada en las regasificadoras españolas con respecto a los mismos meses de 2018. Según la programación mensual para agosto, todas las terminales de regasificación alcanzarán en algún momento del mes niveles de almacenamiento superiores al 90 por ciento de su capacidad.
En lo que va de año, la demanda está creciendo un 11,7 por ciento, motivada fundamentalmente por el elevado incremento de la demanda para generación de electricidad (+78,8 por ciento). Esta mayor demanda de gas para electricidad está motivada por dos factores: una menor generación hidráulica -el gas natural está actuando como back up de las renovables- y la sustitución progresiva del carbón.
Según datos de Red Eléctrica de España (REE), la generación hidráulica en lo que va de año cae un 42 por ciento, la de carbón un 49 por ciento, la de eólica un 2,9 por ciento, lo que ha provocado que los ciclos combinados de gas estén funcionando prácticamente el doble que el año pasado (+96 por ciento). La solar también ha tenido un importante crecimiento (+14,5 por ciento la fotovoltaica y +35,9 por ciento la termosolar).
75% Porcentaje en el que se incrementará la energía descargada en las regasificadoras españolas
Energía44 elEconomistaOPINIÓN
Veinte razones por las que utilizar Mibgas
Gracias a Mibgas existe una señal transparente
de precios de referencia, tanto de corto como de largo
plazo en el sistema gasista español, lo que comporta importantes beneficios a cualquier consumidor industrial
que haga uso de él
Raúl Yunta
Presidente de MibGas El mercado organizado de gas Mibgas es la plataforma de comercio donde se pueden negociar el gas en el conjunto del sistema gasista español (Punto Virtual de Balance, PVB) y en otros puntos locales como las plantas de
regasificación. La compra y venta de gas puede hacerse para distintos horizontes temporales.
La existencia de un mercado organizado de gas aporta multitud de ventajas a todos los usuarios que decidan hacer uso de ellas. A continuación, se describen dichas ventajas. Éstas son, al menos, las siguientes:
1. Es objetivo, transparente y no discriminatorio. Los principios que rigen la actuación de Mibgas están
garantizados por la ley española. La transparencia, objetividad, no discriminación e independencia del operador español del mercado organizado está reglada e impuesta por el legislador. Mibgas es garante de que cualquier usuario del mercado disfruta de los mismos derechos y está sujeto a las mismas obligaciones que cualquier otro usuario. Además, el supervisor energético vigila por que así sea.
2. Es anónimo y voluntario. Los usuarios que realizan sus ofertas de compra y venta de
gas en Mibgas lo hacen de manera voluntaria. Nadie les impide hacer sus transacciones de gas de manera bilateral, ajena al
mercado organizado. Incluso aquellas cuyo objetivo sea evitar desbalances y, en consecuencia, el coste económico asociado a los desvíos entre sus entradas y salidas diarias de gas. Asimismo, es un mercado anónimo. Nadie conoce quién hace una oferta. Si la oferta de compra o venta es atractiva para un usuario, éste puede libremente tomarla.
3. Es posible realizar transacciones en cualquier horizonte temporal.
Los productos que se pueden negociar en Mibgas comprenden tanto el corto como el largo plazo. Así, la negociación de gas puede hacerse con entrega de gas en el mismo día (producto intradiario), el día o días siguientes al de negociación (d+1, d+2 hasta d+6), o con horizontes temporales específicos como el de fin de semana, resto de mes, o mes siguiente. También puede hacerse negociación en el mercado organizado con un mayor horizonte temporal a través de la compañía subsidiaria de Mibgas, denominada Mibgas Derivatives, en la que se negocian los productos futuros de gas: mensuales con horizonte temporal de entrega del gas dos o tres meses más allá que el mes en curso (M+2, M+3), trimestrales (Q+1, Q+2, Q+3, Q+4), estacionales (S+1, S+2, S+3) o anuales (Y+1, Y+2).
4. El precio del mercado es totalmente transparente, real y de referencia.
Gracias a Mibgas existe una señal transparente de precios
Energía45 elEconomistaOPINIÓN
de referencia tanto de corto como de largo plazo en el sistema gasista español. Y ello comporta beneficios a un consumidor industrial por multitud de razones. Primera, por la comparación de precios del gas procedente de su suministrador respecto del mercado. Segundo, por el conocimiento del diferencial de precios del gas en el mercado español con respecto a los mercados europeos. Tercero, por la monitorización de la evolución del precio del gas a lo largo de la sesión y en el horizonte futuro. Cuarto, en definitiva, por disponer de una mayor información y control de costes.
5. Disminuye las barreras de entrada y fomenta la competencia. La transparencia en la señal de precios, la disponibilidad de
ofertas, en suma, la liquidez del mercado organizado fomenta la entrada y participación de empresas de comercialización y grandes consumidores. La sencillez y simplicidad del modelo disminuye las barreras de entrada y, en definitiva, fomenta la competencia en el mercado de gas natural español.
6. Incrementa la liquidez del mercado de gas natural. Mibgas incrementa la liquidez del mercado a través de la
negociación electrónica mediante su plataforma propia y también mediante un estándar europeo como Trayport y por la operación en el mercado de creadores de mercado voluntarios.
7. Minimiza el riesgo por desbalance de los agentes. Los usuarios de Mibgas minimizan los cargos por
desbalances mediante la negociación activa de los mismos en el mercado intradiario. Además, y conforme al código de red de balance, el mercado organizado de gas aporta seguridad al sistema puesto que permite al Gestor Técnico del Sistema comprar o vender el gas necesario para garantizar la seguridad del suministro y de la red de transporte. Esto es, le permite realizar sus acciones de balance en nombre de todos los
usuarios, manteniendo los parámetros normales del sistema y asegurar la viabilidad del suministro.
8. Reduce el riesgo de contrapartida en el corto plazo. Mibgas, al ser la contraparte de las operaciones de corto plazo,
reduce el riesgo de contrapartida. Mibgas es, además el Gestor de Garantías del sistema gasista, que gestiona tanto las garantías del mercado como las de contratación de capacidad de transporte, y las relativas a los pagos por desbalances del sistema. Es la ventanilla única para la gestión de garantías del sistema gasista.
9. Reduce el riesgo de contrapartida en el largo plazo. Mibgas minimiza los riesgos de contraparte en los productos
desde el mensual en adelante al incorporar una cámara de contrapartida central (OMIClear). Se reducen, de esta manera, los riesgos asociados a problemas de crédito e insolvencia de los agentes participantes en el mercado, así como el coste de las garantías necesarias. También posibilita el registro de operaciones OTC para compensación en cámara central de contrapartida.
10. Facilita la negociación de productos estándares europeos. Mibgas permite la negociación de productos estándares
europeos tanto de corto plazo como de largo plazo a través de Mibgas Derivatives. Mibgas, para cada día, realiza una subasta de apertura de la sesión para cada uno de los productos (intradiario, diario, mensual, etc.) en la que la casación se resuelve al precio marginal. Posteriormente, el mercado negocia de forma continua, conforme a las ofertas disponibles en el libro de ofertas de compra y de venta.
11. Mejora la competencia también en el mercado minorista de gas.
La existencia de numerosos agentes tanto de venta como de
La existencia de numerosos agentes, fomenta la competencia del mercado gasista y crea índices de referencia para el mercado minorista, lo que refuerza el derecho del consumidor final a elegir suministrador
Raúl Yunta
Presidente de MibGas
Energía46 elEconomistaOPINIÓN
compra fomenta la competencia del mercado gasista español y crea índices de referencia para el mercado minorista. Ello refuerza el derecho del consumidor final a la libre elección de suministrador.
12. Facilita la mayor integración con el mercado europeo de la energía.
La concepción y diseño de Mibgas obedece al modelo europeo del sector del gas Gas Target Model, promovido por la Agencia Europea de Reguladores de Energía (ACER), y a su objetivo de integración de los mercados europeos de gas.
13. Posibilita la integración ibérica de los mercados gasistas. El próximo desarrollo de un polo de negociación portugués en
Mibgas, con posible asignación implícita de capacidad transfronteriza, dará mayor liquidez al mercado y consolidará su carácter ibérico.
14. Permite la negociación de GNL como producto. De manera pionera en el ámbito internacional, Mibgas
Derivatives permite la negociación a través de su plataforma de comercio de productos intradiarios y diarios de GNL en cada una de las plantas de regasificación españolas; con las mismas características que los productos en el punto virtual de balance: subastas de apertura, mercado continuo, anonimidad, voluntariedad, transparencia, etc.
15. Facilita servicios de mínimo coste. Mibgas aporta sus servicios al mínimo coste para el usuario.
La negociación de corto plazo en PVB (hasta los productos mensuales) es gratuita. Y para el resto, en Mibgas Derivatives, las tarifas que se aplican son estándares y competitivas.
16. Proporciona servicios muy beneficiosos para el sistema gasista.
Los beneficios para el consumidor final derivados de la existencia de Mibgas superan con creces los costes
reconocidos de la compañía. La retribución reconocida de Mibgas supone aproximadamente un uno por mil de la retribución regulada del sistema gasista español.
17. Aumenta la eficiencia del mercado eléctrico. La correlación de los precios del mercado eléctrico y gasista
es muy relevante. Así, una mayor eficiencia en el mercado gasista redunda de manera directa en una mayor competitividad del mercado eléctrico.
18. Constituye la referencia de precios del mercado de gas español.
Mibgas es la referencia de precios indiscutida del mercado de gas español. Su desacoplamiento de los precios del mercado de petróleo y su vinculación al precio internacional de gas así lo demuestra. Es asimismo la referencia de precios tomada por relevantes agencias de reporte de precios: Platts, Thomson Reuters, Montel, ICIS-Heren, etc.
19. Aporta la flexibilidad que el consumidor requiere. Mibgas proporciona la flexibilidad que el usuario puede
requerir en su aprovisionamiento al mínimo coste posible, permitiendo también negociar puntas de consumo o excedentes.
20. Incrementa la competitividad de las industrias intensivas en el consumo de gas.
Mibgas puede ayudar a incrementar la competitividad de la industria de consumo intensivo de gas por la disminución de sus costes mediante: la participación directa del consumidor en el mercado; el aumento de las posibilidades de negociación con suministradores; el mayor conocimiento de precios y volúmenes transaccionados; la mayor cobertura en su aprovisionamiento; la mayor concurrencia de ofertas; la mayor predictibilidad de precios futuros; y, en definitiva, por todas y cada una de las razones previamente expuestas.
La correlación de los precios del mercado eléctrico y gasista es muy relevante, de manera que una mayor eficiencia en el mercado gasista redunda, de forma directa, en una mayor competitividad del mercado eléctrico
Raúl Yunta
Presidente de MibGas
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48 EnergíaelEconomista
Seur suma a su flota 10 cabezas tractoras Volvo de gas natural licuado (GNL) para incrementar el número de vehículos ecológicos con los que cuenta la compañía. Con cada una de ellas se ahorrará un 10 por ciento de consumo de combustible en cada ruta con respecto al gasoil, consiguiendo a lo largo del año un ahorro total de 50.000 litros de combustible. Estas tractoras están operativas desde el mes de julio en rutas de transporte por toda la geografía nacional.
GAS
Seur incorpora a su flota
10 tractoras de GNL
Redexis ha nombrado a Andrés Oliva nuevo Director Comercial Residencial (B2C), posición desde la que se responsabilizará de acelerar el ritmo de captación y activación de clientes de la compañía. Oliva cuenta con una trayectoria de más de 25 años en posiciones comerciales, destacando en ventas y gestión con canales directos e indirectos, así como en la implementación, transformación y digitalización de estos.
Andrés Oliva, nuevo director comercial
en Redexis
Enagás, junto a la griega Damco, la italiana Snam y GasLog LNG, aspiran a la licitación de un contrato en Chipre para el desarrollo de la infraestructura para la importación de gas natural licuado (GNL) en Chipre. El proyecto de la terminal de GNL incluirá una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), un embarcadero para el amarre de la FSRU, así como un gasoducto para embarcaciones. La terminal se prevé que esté completa en 2021.
Enagás quiere prestar servicios de GNL en Chipre
Axpo Iberia y Engie España continuarán ejerciendo, durante el segundo semestre de 2019, como creadores de mercado voluntarios en MibGas, el operador del Mercado Ibérico Organizado de Gas, función que desempeñan desde mediados del año pasado. El objetivo del creador de mercado es dar mayor liquidez al mismo con la presencia continua de ofertas de compra y venta de gas en la pantalla de trading.
Axpo y Engie, creadores de
mercado en Mibgas
El metanero A. Knutsen, el mayor barco de bandera española fletado por Endesa, ha zarpado desde Corea del Sur rumbo a Qatar. Con una capacidad para almacenar 180.000 m3 de GNL, hará su primera descarga en el Puerto de Barcelona a finales de agosto. Se trata del primer metanero con sistema de relicuefacción total a bordo de los que dispondrá Endesa para el transporte de GNL adquirido por la compañía al Grupo Cheniere.
Zarpa el primer metanero de
Endesa hacia Qatar
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50 EnergíaelEconomista
“Necesitamos subastas específicas de biomasa para que los inversores apuesten por esta tecnología”
Presidente de Avebiom
CONCHA RASO
Avebiom lleva varios años al frente de Expobiomasa, la feria de referencia del sur de Europa que cubre toda la cadena de valor de la biomasa y que hace varias semanas colgó el cartel de ‘completo’. Su presidente, Javier Díaz, se muestra satisfecho con la evolución que está experimentando el sector en España, aunque afirma que los resultados podrían mejorar aún más si el Gobierno fuera consciente de las ventajas que aporta la biomasa y pusiera en marcha políticas de apoyo para su despliegue. A finales de septiembre se celebra en Valladolid una nueva edición de Expobiomasa. ¿Qué previsiones manejan? Hace semanas que colgamos el cartel de completo, con más de 500 empresas expositoras inscritas y una previsión de visitantes profesionales de unos 15.000, procedentes, en ambos casos, de una treintena de países, sobre todo de Europa y Latinoamérica. La feria, de periodicidad bienal y considerada la más importante del sur de Europa, tendrá lugar en el recinto ferial de Valladolid entre el 24 y el 26 de septiembre y resulta de gran interés para toda la cadena de valor del sector tecnológicamente más avanzado de la biomasa por las novedades que se presentan y el negocio que se genera. En 2017, los expositores lograron unas ventas de más de 17,2 millones de
ENTREVISTA
JAVIER DÍAZ
EE
51 EnergíaelEconomista
euros. Según datos de ediciones anteriores, la inmensa mayoría de empresas y profesionales que participan en este evento muestran un alto grado de satisfacción por los resultados obtenidos, lo que explica que el 90 por ciento vuelva a participar en la feria siguiente. ¿Qué cifras arroja el sector de la bioenergía en España? A finales de 2018 contábamos con casi 300.000 instalaciones térmicas, entre estufas y calderas, según datos del Observatorio de la Biomasa que gestiona Avebiom y que este año cumple una década de seguimiento de los principales indicadores del sector. Una cifra realmente importante, cuya tendencia refleja un crecimiento sostenido por encima del 20 por ciento anual, que genera un negocio de unos 900 millones de euros y da empleo a cerca de 10.000 personas en nuestro país. En los últimos diez años, el número de instalaciones tecnológicamente avanzadas de biomasa se ha multiplicado por más de 25 en España. Estas cifras siguen la estela de crecimiento del sector en toda Europa, donde ya operan 4,5 millones de estufas y calderas de alta eficiencia, que permiten un ahorro equivalente a 98.000 millones de litros anuales de gasóleo de calefacción. En cuanto a la generación eléctrica, a finales de 2018 seguía estancada, a la espera de que entren en funcionamiento las plantas de Ence, Forestalia y Greenalia, que suman más de 200 MWe, lo que significará un incremento de más del 30 por ciento sobre la potencia actual. En cualquier caso, lo que sí me gustaría decir es que el sector de la biomasa debería ser más importante de cara a los objetivos a medio y largo plazo pero, para ello, necesitamos que los gobiernos tomen conciencia de las enormes ventajas que aporta -y de sus posibilidades tecnológicas- y pongan en marcha políticas de apoyo para que los inversores apuesten por esta tecnología, entre ellas, subastas específicas para la generación eléctrica. En cuanto a la térmica, más de lo mismo: facilitar el desarrollo de la calefacción distribuida en las ciudades y ayudar en el cambio de equipos de combustibles fósiles por los de biomasa. ¿Qué valoración hace de los objetivos bioenergéticos incluidos en el PNIEC? En cuanto a la generación de electricidad, la verdad es que las previsiones son escasas y, sobre todo, la falta de concreción sobre cómo se pretenden sacar adelante esos megavatios. Respecto a la biomasa térmica, también creo que las previsiones son absolutamente tímidas, aunque seguro que las superaremos con creces.
¿Cree que la biomasa podría ser una de las alternativas energéticas para las zonas mineras y las centrales térmicas de carbón? Es realmente difícil. Ya se intentó hace unos años con escaso éxito. Nosotros somos más partidarios de la generación distribuida a través de centrales de tamaño medio, que tengan cerca las distintas biomasas y, de esta forma, facilitar los aprovechamientos de esa biomasa en sus entornos de producción. ¿Qué grado de implicación está teniendo el sector en la puesta en marcha de soluciones innovadoras para un uso más eficiente de la energía? El grado de implicación es enorme. Nuestro sector es puntero en avances tecnológicos en cuanto a rendimiento de equipos, niveles de emisiones, materiales y todo lo relacionado con el ahorro y la eficiencia energética, lo que nos ha permitido ser muy competitivos frente a los combustibles fósiles y mucho más competitivos en el mercado. En este sentido, estamos, sin duda, en un gran momento. Tecnológicamente hemos avanzado mucho, sobre todo en la combustión, llegando a rendimientos que superan el 90 por ciento y, en algunos casos, incluso el 100 por cien, como el caso de las calderas de condensación. Otro gran avance es las emisiones de partículas, un tema especialmente sensible, sobre todo en las ciudades. Las innovaciones tecnológicas han logrado resultados de gran importancia para reducir dichas emisiones, llegando a situar los niveles de emisiones muy por debajo de los requerimientos legales, lo que nos está permitiendo penetrar más en los mercados urbanos. Es evidente que el aprovechamiento energético de la biomasa lidera el avance de las renovables en todo el mundo, aunque ahora debemos seguir impulsando el uso de la biomasa tecnológicamente avanzada; es decir, la utilización de la biomasa en equipos técnicamente avanzados, con rendimientos altos y bajas emisiones, que permitirá mejorar mucho nuestra capacidad de penetración en sectores como el residencial e industrial. En este sentido, juegan un papel muy importante las redes de calefacción urbana, que permiten eliminar miles de chimeneas de calderas de combustibles fósiles y, por tanto, miles de focos de emisiones contaminantes. ¿Qué papel juegan las nuevas tecnologías y la digitalización en estos avances? Precisamente, las consideraciones que acabo de comentar se deben al buen aprovechamiento de la aplicación de las nuevas tecnologías y a la actividad de nuestro sector. En solo diez años hemos pasado de unos niveles
ENTREVISTA
EE
“Hace semanas que colgamos
el cartel de completo en
Expobiomasa”
“Debemos impulsar el uso de la biomasa
tecnológicamente avanzada”
“Hay que poner en marcha
subastas para la generación
eléctrica”
52 EnergíaelEconomistaENTREVISTA
de la biomasa puede ayudar mucho. No es normal que nuestros montes estén produciendo cada año más de 50 millones de metros cúbicos y no se aprovechen ni 17 millones, lo que nos lleva a incrementar las existencias de biomasa muchísimo, convirtiendo a los montes en verdaderas bombas que, cuando se unen condiciones de sequedad, viento y temperatura explotan, haciendo materialmente imposible atajarlos antes de que se haga más daño. Tenemos que ser capaces, como país, de plantearnos una política forestal que mire no solo a la madera, si no que tenga en la biomasa un puntal importante para poner en valor los enormes recursos que tenemos en España y que permita, además de rebajar el riesgo de incendios, rebajar también de forma importante la importación de gas y de petróleo. Creo que los responsables políticos de España deberían ser conscientes de la importancia estratégica que tiene la biomasa para nuestro país, no solo como elemento de conservación y mejora de nuestra masa forestal, sino como verdadera alternativa a los combustibles fósiles. Avebiom presentó recientemente el primer sello de calidad para las empresas instaladoras de sistemas de calefacción con biomasa ¿Qué objetivo persigue y cuántas empresas lo han solicitado? El principal objetivo es ofrecer al cliente garantías de calidad y control de las instalaciones. Instalador de Biomasa Certificado (IBC) es un sello que avala la calidad y especialización de las empresas en la instalación, operación, mantenimiento y reparación de instalaciones térmicas de biomasa; por tanto, es también un elemento de diferenciación de las empresas en el mercado. La puesta en marcha de este sello supone la apertura de un registro de empresas certificadas que está al alcance de los usuarios, con la posibilidad de que se pueda medir la satisfacción de los clientes mediante un sistema de evaluación directo. Hasta ahora, Avebiom había impulsado mucho las iniciativas de mejora de calidad de los pellets y otros biocombustibles sólidos con las certificaciones ENPlus y Biomasud, pero teníamos pendiente dar el paso de las instalaciones. Por eso, hemos creído conveniente abrir una vía para que los instaladores puedan seguir también la senda de la calidad, que es lo que pretendemos con el lanzamiento del sello IBC. El pasado 15 de julio se entregaron los tres primeros certificados a las empresas Calordom, Gebio y Erbi. Hay otras dos que están culminando el proceso de certificación y hemos recibido peticiones de otras compañías. Creo que muy pronto contaremos con un grupo de empresas certificadas suficiente como para garantizar la calidad de las instalaciones en cualquier punto de España.
asumibles para la legislación de la época a estar muy por debajo de la legislación actual e, incluso, de la futura, que es y será mucho más restrictiva en cuanto a los parámetros de emisiones de partículas, principalmente. Los equipos de biomasa térmica son verdaderos pioneros, por ejemplo, en nuevas tecnologías de control de la combustión o manejo remoto de los equipos. Pero donde hay un trabajo tecnológico muy importante es en las industrias que fabrican dichos equipos, con tecnologías avanzadas en los procesos de producción, calidad, etc. La suma de las aportaciones de unos y de otros es lo que nos ha hecho mucho más competitivos en el mercado. Ahora que estamos en alerta roja por riesgo de incendios, ¿por qué no se toman medidas para atajar estos desastres? Cada año se repite esta situación y nosotros seguimos machacando sobre lo mismo de siempre: hay que sacar biomasa de nuestros montes, hay que hacer muchos más aprovechamientos y, para esto, la utilización energética
EE
“El nuevo sello IBC garantiza
la calidad de las instalaciones de biomasa”
“Necesitamos una política forestal que
favorezca a la biomasa”
Un cambio.Eso es lo que necesitael cambio climático.
Ya suministramos la energía equivalenteal consumo de casi 3 millones de hogaresgracias a viento, agua y sol.
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Energía54 elEconomistaOPINIÓN
España vaciada + transición justa = biomasa
La biomasa es un combustible
renovable y autóctono que se encuentra en
cantidades importantes en toda España, además
de ser la energía que mayor número de puestos de trabajo
genera por megavatio instalado
Margarita de Gregorio
Directora de Appa Biomasa, entidad gestora de
la Unión por la Biomasa El sector energético ha incorporado dos nuevos términos a su glosario: España vaciada y transición justa. La España vaciada se coló en la campaña electoral cuando diversas manifestaciones tuvieron lugar para denunciar el
olvido institucional y político de una España que consideran lleva demasiado tiempo a dos velocidades. Las dos velocidades de la España urbana, desarrollada y poderosa, frente a una España rural y provincial, privada de oportunidades y, por lo tanto, escasa de población y recursos.
Mientras que se comenzó a hablar de transición justa una vez consolidados los términos transición energética y transición ecológica, cuando se puso sobre la mesa el desmantelamiento de centrales nucleares y de carbón. Fue en febrero de este año cuando se publicó el borrador de la Estrategia de transición justa que pretende garantizar empleo, justicia y cohesión social y territorial, especialmente en los territorios que pueden verse afectados por el desmantelamiento de centrales.
En ambos casos se considera a las renovables como instrumentos valiosos para crear oportunidades ante los retos que plantean tanto la España vaciada como la transición justa. Sin embargo, si hay una energía renovable que cuenta
con unas capacidades especialmente apropiadas para contribuir sustancialmente a ambos retos es la biomasa en todos sus usos, tanto para generación eléctrica y térmica, como para producción de biocombustibles y bioproductos en bioindustrias y biorrefinerías.
La biomasa es un combustible renovable y autóctono que se encuentra en cantidades importantes en toda España. Contamos con biomasas de todo tipo: agrícolas, forestales, ganaderas, procedentes de industrias e, incluso, de los residuos municipales. A diferencia de otras tecnologías renovables en las que el sol, el viento o el agua llegan de manera espontánea a las instalaciones donde se aprovechan, las biomasas deben extraerse y movilizarse hasta la instalación en la que se convierten en bioenergía, en la que se fabrican pélets o en la que se genera biogás.
Esta logística asociada al aprovisionamiento de las instalaciones es uno de los mayores activos con los que cuenta el sector. Mejor dicho, con los que cuenta España. La biomasa es la energía que mayor número de empleos genera por megavatio instalado, pues no solo interviene una gran cantidad de mano de obra cuando se construyen las instalaciones, sino que la operación de las mismas consigue no solo crear, sino
Energía55 elEconomistaOPINIÓN
mantener un elevado número de empleos, no solo en la propia instalación, también fuera, al estar gran parte de ellos vinculados con el suministro de combustibles biomásicos a las instalaciones. Se trata de instalaciones con un marcado carácter industrial.
Esta capacidad de generar y mantener empleos resulta especialmente valiosa en territorios que se consideran parte de la España vaciada, pues la inversión en una planta de biomasa consigue dinamizar socioeconómicamente y vertebrar el territorio, creando oportunidades estables y a largo plazo para la población. Oportunidades que, además, están vinculadas con la transición energética y con la bioeconomía circular, ambas políticas estratégicas para España y Europa.
A esto hay que añadir que muchas de las biomasas que actualmente se valorizan en las instalaciones que operan en España son recursos potencialmente contaminantes y pasto de los grandes incendios forestales que cada año devastan nuestros montes. Por lo que la valorización de estas impide enormes daños medioambientales que, lamentablemente, en ocasiones, suponen un grave impacto económico y conllevan incluso la pérdida de vidas.
Asimismo, las cuencas mineras y otras regiones en las que van a desmantelarse centrales convencionales pueden verse beneficiadas por nuevas inversiones en plantas de biomasa, redes de calor alimentadas con biomasa, instalaciones de biodigestión, etc.
Se da una circunstancia especialmente favorable, pues muchas de estas regiones son forestales, lo cual las
posiciona especialmente bien para establecer convenios de transición justa y conseguir implementar formación en biomasa, tanto en aprovisionamiento como en operación y mantenimiento, así como para poner en marcha los mecanismos necesarios para que los trabajadores de las plantas que se pretende desmantelar puedan trabajar en nuevos desarrollos de biomasa vinculados con la gestión sostenible de los montes, extracción y movilización de biomasa forestal, fabricación de pélets o valorización en instalaciones de generación eléctrica o térmica.
Es por ello que el próximo Gobierno debería coordinar acciones políticas y actuar de forma determinante para dar respuesta a los retos climático, energético, medioambiental y demográfico. Será posible hacerlo si se tiene claro que, a la vez que se genera energía renovable, se puede dinamizar el medio rural, vertebrar territorios, valorizar residuos, evitar grandes incendios y emisiones.
Hacerlo con biomasa resultará rentable siempre, tanto para el país como para sus regiones. Nos beneficiaremos todos de una energía capaz de aportar gestionabilidad y carga base verde al sistema, que puede ser el complemento perfecto para solar y eólica. Además, puede contribuir a descarbonizar los usos térmicos, desproporcionadamente dependientes de combustibles fósiles; y también generar biometano, tan apreciado actualmente.
Todo esto a la vez que se aporta valor y soluciones para la España vaciada, la transición justa y la bioeconomía circular, entre otras actuaciones estratégicas para el país. Esa es la grandeza de la biomasa.
El próximo Gobierno debería tener más en cuenta a la biomasa y coordinar acciones políticas y actuar de forma determinante para dar respuesta a los retos climático, energético, medioambiental y demográfico
Margarita de Gregorio
Directora de Appa Biomasa, entidad gestora de la Unión por la Biomasa
Energía56 elEconomista
ISTOCK
Energía cumple siete años de cita obligada con los lectores de elEconomista. Desde el 26 de julio de 2012, cada último jueves de mes -a excepción de agosto- hemos intentado acercarles la actualidad en
materia energética, las opiniones de los líderes y los debates más intensos que ha vivido un sector estratégico como este para la economía española. Prueba de nuestro esfuerzo será el IV Foro de Energía que celebraremos el próximo 5 de septiembre, con los principales líderes del sector.
En aquel primer número, que se puede seguir consultando en elEconomista.es, planteábamos la necesidad de una revisión en profundidad de la regulación así como una planificación “revisable de manera constante de acuerdo a los datos de crecimiento y alejada de motivaciones políticas que puedan llevar a incurrir en una sobreinversión innecesaria o, por contra, en una paralización total del sector”. ¿Les suena? Siete años después, pasada una gran reforma energética, la situación no ha cambiado de forma considerable.
Ahora, eso sí, resulta ya indiscutible que hay que avanzar sin prisas pero sin pausas en el proceso de descarbonización hasta 2050, pero también que las decisiones no pueden tomarse de manera precipitada. Si algo sigue faltando todo este tiempo después es trasparencia. El organismo regulador británico mantiene debates abiertos con las compañías sobre sus retribuciones y el mismo camino debería seguir la CNMC en su próximo mandato.
La institución ha puesto sobre la mesa una reforma que nos acerca a Europa. España podrá comparar las retribuciones de sus activos con los del resto de países y homogenizará los datos que envía a Eurostat.
El golpe para el sector del gas es fuerte, pero también la gran cantidad de años que llevaba sin revisarse la base de activos. Una situación que debería tener algún tipo de responsabilidad política de los que estuvieron al frente estos años atrás con una base de activos que no se actualizaba desde 2002.
EL PERSONAJE
LA CIFRA
Jordi Sevilla Presidente de Red Eléctrica
LA OPERACIÓN
El presidente de Red Eléctrica y exministro socialista, Jordi Sevilla, tendrá
que demostrar a los accionistas de la compañía -él sigue sin tener títulos de
la empresa que dirige- su capacidad de influencia en el Gobierno de la que
presumía no hace tanto entre periodistas cuando pedía sin mucho tino
inversiones de 7.000 millones para un periodo que parece que ya ha
aclarado y que va hasta 2030. Por el momento, Sevilla ha logrado que le
den un año de gracia en los recortes y que le suban notablemente la
retribución como operador del sistema. Habrá que ver si las presiones que
está ejerciendo sirven de algo y logra mejorar un ajuste que ha sido muy
llevadero para su compañía. Claro, tiene que pagar Hispasat.
La compra del 50 por ciento de X-Elio por Brookfield,
por 440 millones de euros, cierra el proceso de venta
de esta firma por el que se interesaron hasta 45
empresas. La atracción que X-Elio ha despertado es
lógica ya que se trata de una de las principales
plataformas de energía fotovoltaica con 455 MW por
desarrollar. Sin duda, un activo de gran valor cuya
venta se complicó demasiado por el exceso de celo
de KKR en el proceso.
6.000 millones
Es el recorte planteado por la CNMC para el sector
energético, lo que ha generado una fuerte caída en
las cotizaciones de empresas como Naturgy o
Enagas. El organismo regulador se ha mostrado
dispuesto a negociar y, de hecho, la sala de
regulación ya está manteniendo conversaciones con
los afectados. El recorte para el gas parece más duro
que para la electricidad.
Siete años de vida..., parece que fue ayerPor Rubén Esteller
el zoo energético
OPINIÓN
![[RevistasenInglés] ElEconomista -deMarzo31al6deAbrilDe2012](https://img.dokumen.tips/doc/110x75/577cdad21a28ab9e78a69fdc/revistaseningles-eleconomista-demarzo31al6deabrilde2012.jpg)
