Tags Posts tagged with "demanda"

demanda

Durante el segundo trimestre de 2017, los negocios del Grupo Nordex experimentaron un importante crecimiento. El volumen de negocio se elevó a 852,7 M€ durante el trimestre (2T/2016: 846,9 M€), lo que supone una contribución importante a las ventas que alcanzaron los 1.501,1 M€ en el primer semestre del ejercicio (1S/2016: 1.143,9 M€). Unos resultados favorecidos por el crecimiento del negocio de servicios, que en el primer semestre aumentó un 24%, hasta los 150,3 M€ (1S/2016: 121,2 M€).

Al mismo tiempo, las nuevas instalaciones aumentaron su capacidad hasta los 713 MW en el segundo trimestre (1T/2017: 416 MW), manteniéndose en gran medida estables en comparación con el mismo período del año anterior. La producción mejoró tanto en el ensamblaje de aerogeneradores como en la producción de palas de rotor durante dicho período. El montaje de aerogeneradores llegó a los 1.536 MW (1S/2016: 1.298 MW). Este crecimiento de más del 18% se debe en gran medida a la producción de sistemas de energía eólica en España, desde donde Nordex abastece al mercado no europeo. La producción de palas de rotor aumentó un 30% en la primera mitad del año, reflejando los preparativos para los proyectos no europeos que, de acuerdo con la programación, estarán terminados en un plazo muy corto.

 

El beneficio operativo antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones ha alcanzado los 117,5 M€ (1S/2016: 136,6 M€), lo que se traduce en un margen de EBITDA del Grupo del 7,8%. Estos resultados se sustentan en el buen margen medio de los proyectos en construcción, que se refleja también en el incremento del margen bruto al 27,2% (1S/2016: 24,8%). El beneficio consolidado asciende a 22,6 M€ (1S/2016: 51 M€).

Como era de esperar, el ratio de capital circulante se elevó un 9,8% a la fecha de presentación de informes, debido a los preparativos para numerosos proyectos que se completarán a corto plazo. Además, los pagos por adelantado de clientes se redujeron con respecto al año anterior.

Al mismo tiempo, el volumen de pedidos aumentó sustancialmente durante el año. En el segundo trimestre, Nordex recibió nuevos pedidos por valor de 572 M€. En total, el volumen de pedidos del primer semestre del año se sitúa en 905 M€ una reducción con respecto al año anterior (1S/2016: 1.330 M€) que se debe principalmente a una leve ralentización de los nuevos contratos en Europa, que representaron el 43% del total de los pedidos (1S/2016: 68%). Por otra parte, la entrada de pedidos procedentes de mercados no europeos aumentó como porcentaje del total, así como en términos absolutos.

A 30 de junio de 2017, Nordex tenía una cartera de pedidos que incluía contratos de servicio por un total de 3.600 M€, lo que constituye una base para confirmar la consecución de los objetivos anuales para 2017. Por lo tanto, se espera que las ventas se sitúen en un rango de entre 3.100 y 3.300 M€, acompañado de un margen de EBITDA de entre un 7,8% y un 8,2%. El Management Board espera que el ratio de capital circulante caiga entre un 5% y un 7% en la segunda mitad del año, debido principalmente a los pagos anticipados recibidos para nuevos pedidos.

De acuerdo con el Latin America PV Playbook de GTM Research, México tiene actualmente la mayor cartera de proyectos fotovoltaicos contratados de toda Latinoamérica. Se espera que Latinoamérica aumente significativamente su participación en la demanda de energía fotovoltaica, y que la región en su conjunto asuma más del 6% de la demanda mundial de energía fotovoltaica en 2017, sobre la base de un fuerte crecimiento en varios mercados importantes como México y Chile. Varios mercados clave en crecimiento incluyen a Argentina y Colombia, con el gigante regional, Brasil, capaz de recuperar fuerza una vez más gracias a la recuperación económica.

La energía solar a gran escala lidera a todos los otros segmentos de la fotovoltaica en toda la región, donde la energía solar está superando los precios de otras tecnologías en las subastas y capturando gran parte de la cuota de mercado de las energías renovables no convencionales. En la segunda mitad de 2016, los precios de la energía solar alcanzaron un nivel bajo, no sólo en Latinoamérica, sino también a nivel mundial con los 29 $/MWh de para subasta de suministro nacional de agosto en Chile. La generación distribuida está en alza en algunos mercados como México y Brasil, donde están en vigor esquemas como la medición neta y otros incentivos.

 

La inversión en el sector se impulsa mediante la introducción de reformas tributarias, asociaciones con bancos de desarrollo y fondos para proyectos específicos de renovables. Sin embargo, debido a los bajos precios de la fotovoltaica, la financiación de proyectos de baja tasa de retorno es uno de los esfuerzos más desafiantes para los promotores. Sin embargo, la recuperación económica y el correspondiente crecimiento de la demanda de energía ayudará a sostener la inversión regional en energías renovables en 2017.

Entre algunas causas de preocupación en varios mercados se incluyen desde la depreciación de la moneda (México y Brasil) a cambios políticos siempre presentes. El consumo de electricidad per cápita de Latinoamérica sigue siendo relativamente bajo en comparación con los países de la OCDE. El FMI revisó las proyecciones de crecimiento para Latinoamérica y el Caribe a 1,2% en 2017, con crecimientos más débiles de lo esperado del PIB en los principales mercados como Brasil, Chile, México y Argentina.

Argentina y Colombia listas para recortar la participación de los “Tres Grandes” en la demanda solar en Latinoamérica

La subasta de Argentina despeja el camino para contratar casi 1 GW de fotovoltaica mediante el programa RenovAR, un vehículo que establece metas y maneras para que prospere la energía limpia en el país hasta 2025, para el que el país tiene un objetivo del 20% de generación renovable. RenovAR Ronda 2 se dará a conocer tan pronto como en marzo, para iniciar el proceso de más proyectos que se añadirán más allá de 2018.

Colombia está siguiendo un poco los pasos de varios de sus vecinos latinoamericanos. Debido a que Colombia sólo funciona con empresas privadas de servicios públicos, muchos proyectos fotovoltaicos son sólo para autoconsumo sin incentivos adecuados, como la medición neta. En la última hoja de ruta para la expansión de la energía, sólo se apuntaron 150 MW de energía solar en 2035, pero ese número debería ser superado ya en 2018.

México pasará 2017 iniciando la inmensa cartera de 4,2 GW emitida en 2016. Se está firmando, localizando y buscando financiación de proyectos, pero la continua devaluación del peso está perjudicando la confianza en si los retornos de los proyectos serán altos.

Chile sigue siendo el líder en potencia fotovoltaica instalada acumulada en Latinoamérica. Chile experimentará un retroceso en 2017. Los proyectos esperan para conectarse a una red ya congestionada, pero Chile añade a la red más proyectos de más de 50 MW.

Brasil puede ser la mayor economía de Latinoamérica, pero una recesión y un exceso de suministro de electricidad nublan el futuro desarrollo del mercado fotovoltaico, pasando por proyectos ya contratados.

2016, año de sorpresas de subastas a escala comercial

En 2016 las subastas de México y Argentina sorprendieron y superaron las expectativas, señalando la primera etapa para una construcción prometedora.

En el caso de México, existía la duda de si la transición energética propuesta se proyectaba para beneficio de la energía solar, especialmente para la escala de servicios públicos. Antes de la primera subasta de energía en marzo, había muchas opiniones divergentes sobre si la energía fotovoltaica sería capaz de competir con otras fuentes de energía como la eólica y el gas natural. Estas reservas demostraron ser exageradas ya que la fotovoltaica se erigió como la ganadora absoluta en ambas subastas de servicios públicos que totalizan 4,2 GW de potencia a precios tan bajos como 33 $/MWh.

Argentina fue un absoluto elemento comodín en la dinámica global de la fotovoltaica en la región. El presidente Macri mostró señales de revivir un sector envejecido y poco competitivo cuando fue elegido a finales de 2015, pero la rapidez de los cambios en el sector fue inesperada. En total, a través de 2 rondas de subastas, Argentina sumó cerca de 1 GW de fotovoltaica a escala de servicios público9s. Fue, sin embargo, la introducción de la financiación y las metas de energía renovable en 2016 lo que colocó a la solar para el éxito a largo plazo.

La mayor economía de la región, Brasil, fue víctima de varios factores macroeconómicos, desde la inestabilidad política hasta la sequía. Estos factores disminuyeron la demanda total de electricidad respecto al año anterior en un 0,7%, y fue el principal impulsor de la cancelación para ambas subastas  previstas para 2016, en las que la energía solar debía ser parte. Casi 700 MW de proyectos licitados desde 2014 permanecerán vigentes después de que se desechase la idea de una potencial cancelación.

Tendencias regionales en 2017

Brasil fue incapaz de tomar un descanso en casi todas las facetas del mercado en 2016. Se espera que 2017 sea un año de repunte para la fotovoltaica ya que la economía crece de forma incremental. También se espera que ANEEL tenga en cuenta la capacidad hidroeléctrica al planificar futuras subastas de suministros. Se espera que los segmentos comercial e industrial agreguen unos 50-80 MW.

La última subasta de suministro de la CNE en Chile, en realidad resultó ser un éxito de la fotovoltaica. Los promotores trabajaron astutamente alrededor de la estructura de licitación en bloque para asegurar la generación durante 24 horas usando otras tecnologías para una parte del proyecto solar. Se espera que la interconexión SIC-SING avance entre principios y mediados de 2018.

Las recientes subastas en México marcaron el vencimiento de los permisos del antiguo esquema. Los proyectos subastados están ahora en fase de financiación, lo que no será un obstáculo fácil de superar dados los bajos índices de rendimiento calculados en algunos proyectos. Los instaladores han rentabilizado los clientes con tarifas DAC, pero las tasas de las clases industriales también están aumentando. Se prevé que la mayoría de las instalaciones de generación distribuida de 2017 tengan lugar en esta clase.

La descongelación de las relaciones internacionales ha dado un empuja al interés por desarrollar energías renovables en Cuba. La finalización de una planta de 50 MW a escala comercial y una subasta de 100 MW conducirán a un mayor interés en el país debido a sus necesidades de demanda. Colombia puede ser considerada como la nueva Argentina, con un gobierno más estable y con necesidad de fuentes de energía más limpias y baratas. Sin embargo, Colombia enfrenta limitaciones de políticas y de incentivos.

0

La demanda del mercado industrial se ha incrementado un 1,6% durante el primer trimestre de 2016, siendo el destinatario del 58% de las ventas de gas en este periodo. Así, el mercado industrial continúa siendo el principal demandante de gas, con un 58% del total consumido, seguido del doméstico-comercial, con un 27,3%, y las centrales eléctricas (13%).

La demanda de gas natural en el mercado nacional ha alcanzado la cifra de 89.052 GWh en el primer trimestre de 2016 representando un descenso del 4,3% respecto al mismo periodo del año 2015. Las principales causas son la climatología benigna por la que se ha caracterizado lo que llevamos de 2016 y un descenso de la utilización de ciclos combinados para cubrir la demanda eléctrica.

En el mercado convencional (doméstico-comercial e industria, incluida en esta última la demanda para usos no energéticos) las ventas en el mes de marzo se ha incrementado un 5%, siendo descendente la demanda en los meses de enero y febrero, y bajando en el total del trimestre un 2,5% con relación al mismo periodo de 2015.

Mercado doméstico – comercial

En referencia al mercado convencional, en este caso, doméstico-comercial, se estima que la demanda de gas ha descendido un 11% debido a unas temperaturas más cálidas durante los meses de enero y febrero de este año que ha provocado un menor uso de los sistemas de calefacción respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.

Generación en ciclos combinados

Durante estos primeros 3 meses del año los ciclos combinados han experimentado un descenso de la demanda de un 15,2% con respecto al primer trimestre del año pasado. Esto ocurre en un contexto donde la demanda de distribución de electricidad ha bajado en un 1,5% en relación con el primer trimestre del año anterior, según REE.

Tendencia europea de crecimiento en 2015

Según datos hechos públicos recientemente por Eurogas, el consumo de gas de los países Europeos ha crecido un 4% durante 2015 comparado con el ejercicio anterior, principalmente, principalmente fruto de un aumento de las importaciones de gas natural licuado (GNL) gracias a una mayor diversificación de la oferta.

0

El consumo de gas aumentó el año pasado aproximadamente un 4% en comparación con 2014, según las últimas estimaciones de Eurogas. Esta subida, la primera en cuatro años, se reflejó en un aumento de las importaciones de gas natural licuado (GNL), destacando una mayor diversificación del abastecimiento.

Las estimaciones iniciales para el año 2015, publicado por Eurogas el pasado mes de marzo, sugieren que el consumo de gas en la UE-28 fue de 4.603,6 TWh PCS, equivalente a 426,3 Mm3 o 356,3 Mtep PCI.

Un factor contribuyente es el clima. Las temperaturas en 2015 estaban más cerca de la media que en 2014. La demanda de gas local para calefacción vio un aumento neto en una serie de países. La capacidad de calefacción se reforzó en Alemania, por ejemplo, donde la mitad de la construcción de viviendas nuevas fueron equipadas con aparatos de calefacción de gas. La capacidad de las redes de gas para afrontar las fluctuaciones de la demanda de calefacción, y en algunos países de refrigeración, refleja una vez más la flexibilidad de gas como combustible.

Este retorno general a temperaturas medias más normales representó en gran parte el incremento de la demanda de gas en toda la UE. Sin embargo, a nivel nacional, el efecto varía de un país a otro, así como de una estación a otra.

Otros factores varios, aparte de las condiciones climáticas, también estuvieron en juego en 2015. Países como la República Checa, Francia y Eslovaquia, por ejemplo, fueron testigo de cierta recuperación económica el pasado año, lo que se refleja en un aumento de la demanda de gas industrial en estos estados miembros de la UE, mientras que otros países siguen viendo disminuciones en este sector.

Los cambios en la demanda en el sector enegético también varió en algunos países que fueron ganando cuota de mercado debido a su disminución en el precio (como por ejemplo el Reino Unido) y la demanda de refrigeración (por ejemplo Italia y Grecia), mientras que otros países experimentaron una disminución de la demanda de gas debido a diversos factores tales como los regímenes fiscales que desalientan el consumo de gas (por ejemplo en Finlandia). En cambio otros países vieron una pérdida de participación continua, aunque leve, debido a la respaldo continuado del carbón (por ejemplo en  Irlanda, Alemania, y Países Bajos).

El GNL compuso la mayor parte de las ganancias de las importaciones de algunos países. En los Países Bajos, por ejemplo, las importaciones de GNL se duplicaron, y las importaciones de gas natural licuado italianos aumentaron en un 34% año tras año.

El desarrollo del mercado de gas natural comprimido (GNC) avanzó notable en el mercado checo, donde el consumo de GNC aumentó en un 46% año tras año.

El mercado solar global ha tenido un año récord el pasado 2015, que ha sumado 14GW a su tasa anual de instalaciones solares, siendo el tamaño total del mercado de 55 GW.

El informe Global Solar Demand Monitor, elaborado por GTM Research,  es un informe trimestral que aporta datos y previsiones sobre el panorama solar internacional. A través del análisis de  los principales impulsores de la demanda, las políticas y los riesgos que condicionan los mercados,  las compañías internacionales consiguen tener éxito en el mercado actual y prepararse para el mercado futuro.

2016 tiene previsiones de convertirse en otro buen año, se espera un crecimiento del mercado de un 21%, alcanzando los 66 GW. Aunque el panorama es muy diverso, con los tres principales mercados componiendo la mayoría de la demanda, más de diez mercados principales de gran escala mundial, 20 de ellos serán multi-GW al final de la década, y los mercados de América Latina y el Medio Oriente están en crecimiento. Al mismo tiempo, las políticas solares internacionales están en un estado de cambio, en transición de los subsidios directos a la adquisición competitiva solar, lo que lleva a una dinámica de mercado más compleja y a modelos de negocio.

Existe ahora, más que nunca, la necesidad de profundizar más en los mercados más importantes para sostener el crecimiento a medida que maduran, ampliando la comprensión de los principales mercados y aquellos en aumento.

grafico1 grafico-2jpg

La caída del crecimiento esperado para 2016 en comparación con el pasado año marca una ligera desaceleración que profundizará en 2017. La desaceleración está ligada a la agitación política en varios de los grandes mercados – China, Japón y Reino Unido, al igual que en otros dos mercados clave – mientras que EE.UU. y la India tienen una tasa de crecimiento de tres dígitos.

China ha superado a Alemania alcanzando los 47 GW, la tasa de instalaciones acumuladas más altas a nivel mundial. Lleva superando a Alemania en número de instalaciones anuales desde el año 2013.

En el top 5, Italia ha sido eclipsada por otros al reducirse su número de instalaciones anuales a menos de 500 MW, y la posición del Reino Unido se está viendo amenazada por un importante retroceso en las políticas de apoyo a la energía solar.

Actualmente Japón y EE.UU. siguen de cerca a Alemania, llevando a  ambos países a bajar puestos hacia el final de la clasificación. China ha sido el mayor mercado solar en el año 2015 con una cuota de mercado del 34%.

El top cinco de países constituirán el 75% de la demanda mundial en 2016. Este año China mantendrá su primera posición, pero lo que la cuota se reducirá al 26% debido a un aumento de la demanda en EE.UU. relacionado con su tasa de créditos para la inversión. El aumento de la demanda de los EE.UU. en 2016 lo empujará al número dos de la demanda internacional, con una cuota de mercado del 24%, casi rivalizando con la cutoa de China. EE.UU. desplazará a Japón este año, ya que la demanda de este último comienza a caer debido a la retirada de sus FiT.

El panorama de la demanda mundial se define por una diversificación sustancial ya que el crecimiento se está acelerando más allá de los principales mercados con el potencial de ofrecer +2GW  cada uno para el 2020.

Latinoamérica está liderando la carga con nuevos mercados como México, Brasil y Chile que añadirán un total de 21 GW en 2020.

Oriente Medio y Turquía (MENAT) sumarán 16 GW provenientes de Argelia, Turquía, Jordania, Egipto y Emiratos A.U..demandmonitor_q216_sitegraphic_baja

En Asia, Tailandia, Filipinas, Corea del Sur, Taiwán e Indonesia, se añadirán 15 GW en 2020, aparte de los gigantes de China, India, Japón y Australia. El este de Asia, liderado por China, aunque también reforzada por Japón, Corea del Sur, Taiwán y Australia ha sido la responsable de la mayor parte de la demanda mundial en 2015, con un 58%. Asia oriental conservará su liderazgo, pero perderá una considerable cuota de mercado en 2016 a favor del sur de Asia debido a la duplicación de la demanda de India y de América del Norte, debido al pico de demanda de EE.UU..

Europa está lista para un cambio de tendencia en los próximos años, después de haber perdido una considerable cuota de mercado en los últimos años, culminando en una pérdida del 5% entre 2015-2016. América Latina ofrece un crecimiento excepcionalmente alto – que crecerá un 100% en 2016 y un 28% en un cómputo anual entre 2016-2020.

Con su última subasta, México ha dado un salto y se prevé que iguale a Brasil, con una demanda acumulada de 7 GW hasta el año 2020. América Latina también ofrece varios mercados más pequeños que ofrecen demandas oportunistas de 3GW acumulados entre América Central y el Caribe. En el resto de América del Sur, Argentina y Perú están emergiendo en fuertes mercados de demanda.

0
El municipio zaragozano que vió nacer a Goya gana el III Premio Eolo a la integración rural de la eólica

La generación eólica ha alcanzado los 6.091 GWh en el mes de febrero, el más eólico de la historia hasta el momento. El viento ha sido la primera tecnología del sistema en el mes con una cobertura de la demanda del 30,2%, nuevo récord mensual que es un 2,4% superior al mismo período del año pasado, según datos provisionales de REE. Gracias a esta situación, los hogares españoles se han ahorrado 15,18 € en la tarifa eléctrica (PVPC) para un consumo medio de 600 kWh/mes. Así, este año las familias acogidas al PVPC habrían pagado una media de 9,03 c€/kWh (antes de impuestos) frente a los 11,56 c€/kWh de febrero del año pasado (-21,9%). Estos datos han sido publicados por AEE en su blog Somos Eolicos.

La bajada en los precios de la electricidad se debe fundamentalmente a tres factores:

– La mayor generación eólica (+2,4%), que fue la principal tecnología de generación con un 30,2% del total, y de la hidráulica (+19,5%) que fue la segunda. Entre las dos generaron el 49,9% del total.
– La menor demanda eléctrica (-0,5%)
– La bajada del precio internacional del gas natural importado.

El precio medio mensual del mercado diario en febrero se ha situado en 27,5 €/MWh, que representa el nivel más bajo del pool desde abril de 2014 que fue de 26,44 €/MWh. El precio medio diario para los dos primeros meses de 2016, hasta el 25 de febrero, ha sido de 33,40 €/MWh. Por lo tanto, el efecto reductor de la eólica sobre los precios del mercado eléctrico por su bajo coste de generación frente a las tecnologías convencionales ha sido de 17 €/MWh. Esto significa que, si no hubiese existido la tecnología eólica, el precio medio del mercado eléctrico hubiese sido de 50,40 €/MWh.

Además, el 12 de febrero se alcanzó un nuevo máximo histórico de energía diaria de generación eólica en el sistema eléctrico peninsular con 367.641 MWh. El nuevo máximo supone un incremento del 2,77% respecto al máximo anterior, 357.741 MWh, registrado el día 30 de enero del 2015.

Gracias a la generación eólica, las emisiones de CO2 mensuales se habrían reducido en un 30% respecto al mismo mes de 2015, en un total de 1,3 millones de toneladas de CO2.

SEDICAL
COMEVAL