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España necesita un impulso legislativo importante en materia medioambiental. Consciente de ello, el gobierno español está inmerso estos meses en la creación de la Ley de Cambio Climático y Transición energética. En este contexto Sedigas, la Asociación Española del Gas, quiere poner de relevancia el papel clave del gas como energía limpia para conseguir la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Así pues, España podría alcanzar los objetivos de descenso de CO2 poniendo en marcha varias acciones de implantación rápida y bajo coste donde el gas natural es protagonista.

 

Las propuestas que plantea Sedigas para la futura Ley española de cambio climático y poder avanzar así en objetivos ambiciosos hacia un futuro descarbonizado son las siguientes:

1. Establecer un modelo energético sostenible económicamente, que ayude a conseguir los objetivos de cambio climático, que mejore la calidad del aire y que contribuya a aumentar la seguridad de suministro y a crear nuevas oportunidades de crecimiento y empleo

  • Priorizar las acciones con tecnologías probadas y de coste asumible.
  • Promocionar la sustitución de combustibles por otros menos contaminantes.
  • Aprovechando al máximo las infraestructuras existentes. España ya ha acometido inversiones en infraestructuras gasistas que permiten a día de hoy la diversidad de suministros.
  • Disponer de un precio del CO2 que siga permitiendo el desarrollo económico de la industria.

2. La calidad del aire co-protagonista de los planes de acción sobre transición energética y cambio climático

Además del cambio climático, la preocupación social se centra en la baja calidad del aire de las grandes ciudades y su consecuencia en la salud de sus habitantes. El gas natural es intrínsecamente un combustible limpio; garantiza una combustión libre de partículas y con cero emisiones de NO2. Este óxido de nitrógeno es precisamente junto con las partículas, lo que determina la mala calidad del aire en nuestras ciudades.

3. Utilizar las fortalezas del gas en la transición hacia una economía baja en carbono en sectores como el transporte, el residencial y el de generación

  • La sustitución por gas de otras tecnologías más contaminantes reduce las emisiones de GEI de forma económicamente sostenible; es fácil a corto plazo, con impacto inmediato.
  • Cambiar a sistemas modernos de calefacción a gas es una forma rápida y barata de reducir las emisiones del sector residencial hasta en un 55%. Las calderas de condensación presentan hasta un 65% más de eficiencia que sus tecnologías competidoras.
  • Poner en valor los ciclos combinados como garantes de la estabilidad del sistema eléctrico, ya que el binomio gas y renovables es una solución de futuro. Los ciclos combinados constituyen el mayor garante de estabilidad del sector de generación dado que aportan firmeza, flexibilidad y una potencia ya instalada. A su vez, es una tecnología limpia dado que aumentar la generación a gas disminuiría las emisiones hasta en un 66%.

4. Combustible alternativo para transporte marítimo y terrestre

  • Facilitar el desarrollo de infraestructuras.
  • Apoyo al desarrollo para su introducción en el mercado.

El sector del transporte, tanto terrestre como marítimo, es responsable del 38% (año 2014) de las emisiones de los sectores difusos. La utilización del gas natural en el transporte terrestre y marítimo podría reducir rápidamente hasta un 25% esta cifra.

El gas en el transporte le lleva a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 23% comparadas con la gasolina y en un 7% comparadas con el diésel. En los camiones y autobuses, los beneficios frente al diésel son de un 16% con GNC (Gas Natural Comprimido) y de un 15% en el caso del GNL (Gas Natural Licuado). En ambos casos las emisiones son las asociadas a toda la cadena de suministro del gas (-WTW- Well to Wheel). En cuánto al sector marítimo, los beneficios globales (-WTP-Well to propeller) alcanzan un 21% comparados con el tradicional HFO (Heavy fuel oil).

5. Gas renovable

  • Producción local.
  • Resuelve problema del medioambiente.
  • Reduce la dependencia energética.

El uso del gas renovable, biometano, procedente de fuentes renovables proporciona ventajas adicionales en la senda de la descarbonización de la movilidad ya que inyectando un 20% de gas renovable en el sistema de distribución, reduciría un 36% de emisiones globales de GEI en comparación con los combustibles derivados del petróleo.

La producción de biometano también es un gran nexo de unión para la economía circular, proporcionando una nueva e inteligente vía de producir un combustible limpio y de gran calidad a partir de desechos orgánicos locales. “Europa tiene el potencial de alimentar más de 2 millones de vehículos con biometano procedente de residuos sólidos urbanos, simplemente transformando nuestra basura doméstica en un combustible sostenible, producido localmente y además renovable” según Andrea Gerini, secretario general de NGVA Europe.

Estas cinco propuestas se centran, en definitiva, en utilizar las fortalezas del gas en la transición hacia una economía baja en carbono en sectores como el transporte, el residencial y el de generación eléctrica, sustituyendo por gas otros combustibles más contaminantes, reduce las emisiones GEI y mejora la calidad el aire de forma económicamente sostenible; fácil a corto plazo, y con impacto inmediato. El gas natural es hoy, la única energía capaz de ser pieza angular en el mix energético y una solución a largo plazo.

La volatilidad y los aumentos bruscos de los precios de los combustibles fósiles (en particular el petróleo y el gas) son actualmente los mayores factores de riesgo económico en relación con la seguridad energética en España. Es la principal conclusión del último informe del Centro de Investigación Economics for Energy, presentado recientemente por sus directores, Pedro Linares y Xavier Labandeira, en el Club Español de la Energía (Enerclub), en Madrid.

En un contexto de muy elevada garantía de suministro físico de energía –debida a la actual regulación y gestión de los sistemas–, el informe destaca que, en cambio, los factores relacionados con los precios suponen un coste para la economía española de hasta un 1% del Producto Interior Bruto (PIB), equiparable en ocasiones al 100% del precio de la propia energía, lo que indica su relevancia. Según los autores, las soluciones a esta problemática en España no solamente hay que buscarlas en la diversificación de las fuentes energéticas, sino también en flexibilizar la economía.

 

El trabajo analiza las evidencias existentes sobre el coste que supone para la economía española el estado actual de seguridad energética, entendida ésta como la capacidad de disponer de un suministro de energía ininterrumpido a costes accesibles. En este sentido, los expertos insisten en la importancia de no confundir, como sucede habitualmente, este concepto con el de dependencia energética, que mide el porcentaje de energía que tiene que importar un país.

Los investigadores de Economics for Energy han establecido unos baremos para medir las consecuencias de la inseguridad energética, por una parte, con base en el coste causado por una eventual falta de suministro multiplicado por el riesgo de que esta llegue a ocurrir y, por otro, en el coste de ajuste para la economía de la volatilidad de los precios de la energía multiplicado por la magnitud de esa volatilidad (la desviación con respecto a un precio medio estable). La volatilidad por encima del riesgo de falta de suministro A pesar de que el coste de una falta de suministro eléctrico es muy alto por unidad energética (cercano a los 6.000 euros por MWh), su baja probabilidad, debida a la regulación y a la gestión del sistema, hace que su relevancia en términos absolutos se reduzca a menos de un 1% del coste de la electricidad en España. En el cálculo de este coste se contemplan los impactos económicos y sociales de un corte en el suministro, como la pérdida de producción y los daños en equipos en las empresas o la falta de confort en el hogar y los riesgos para la salud de las personas.

Sin embargo, no existen estudios que midan el coste económico o la probabilidad de una interrupción de suministro de gas o petróleo, por lo que una de las recomendaciones de los expertos es promover la realización de estos análisis para tener una panorámica completa sobre este factor. En todo caso, los autores del informe precisan que debe recibir mucha más atención la variabilidad de los precios que la probabilidad de que se produzca una falta de suministro. Los continuos costes de ajuste que debe afrontar la economía para adaptarse a la volatilidad de los precios son los protagonistas de la ecuación, sobre todo teniendo en cuenta que los reequilibrios de la economía española son complejos dadas sus numerosas rigideces. En este sentido, se plantea la necesidad de flexibilizar el sistema económico español para que sea capaz de absorber cambios en los precios de la energía minimizando las consecuencias negativas.

Los costes derivados de las variaciones en los precios de la energía tienen que ver con pérdidas de bienestar de los consumidores y de competitividad de la industria, por su aversión al riesgo y por la consecuente desincentivación de las inversiones causada por la incertidumbre, entre otros factores.

Recomendación de políticas eficientes

A la vista de los elevados costes estimados, si bien en el informe se aconseja mantener las estrategias que permiten mantener el bajo riesgo actual de falta de suministro, la principal recomendación es progresar significativamente en las políticas que aumentan la flexibilidad del consumo de energía y de la economía y reducen la dependencia de combustibles con precios volátiles. Dado que los costes de ajuste suponen el principal factor de riesgo para la economía española en términos de inseguridad energética, es importante tomar medidas destinadas a reducir el impacto de los vaivenes en los precios. Además, los expertos subrayan la necesidad de que estas políticas sean eficientes, es decir, la garantía de que sus costes sean inferiores a los beneficios que pretenden lograr.

En este sentido, las recomendaciones para diseñar el sector energético del futuro se centran en fomentar el uso de fuentes menos volátiles en sus precios y estimular el ahorro energético, además de aumentar las opciones de suministro y flexibilizar la demanda en la medida de lo posible. Todo ello, combinado con la garantía de continuidad del bajo riesgo de falta de suministro actual.

Según los expertos de Economics for Energy, con la aplicación de estas medidas, coincidentes en gran medida con las que se derivan de la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y adaptarse al cambio climático, la economía española reduciría sus costes de inseguridad energética. Su perfil estaría marcado por una transición de los combustibles fósiles a favor de las fuentes renovables (siempre garantizando la seguridad de suministro), con un mayor grado de interconexión y coordinación en las políticas de seguridad con los países de su entorno y una economía mucho menos intensiva en el uso de energía.

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La feria ISH de Frankfurt se ha convertido, en los últimos años, en el escaparate mundial de las nuevas tecnologías para el ahorro de energía y reducción de emisiones. Este año más de 200.000 personas acudieron al evento para conocer las novedades del sector. En este marco, Weishaupt presentó el pasado 14 de marzo su nuevo quemador Weishaupt monarch® 4LN de gas, de ultra bajo NOx con recirculación de humos.

La versión 4LN está disponible para la gama de quemadores Weishaupt monarch® WM, así como para los quemadores industriales WKmono y disociados WK (hasta 23.000 kW).

 

Esta ejecución incluye la ya conocida pero mejorada cabeza de combustión 3LN multiflam® de Weishaupt junto con un sistema de recirculación de humos (ARF). Esta recirculación reduce el contenido de oxígeno por m3 de aire, aumenta el flujo de aire, reduce la temperatura de la llama y provoca un tiempo de permanencia más corto de los gases en la cámara de combustión.

El resultado, unos niveles de NOx que cumplen con las exigencias más restrictivas del mundo, llegando a niveles inferiores a 30 mg/kWh.

La temperatura de los humos se mide de manera continua y se actúa mediante una clapeta en la cantidad de gases de escape que se aportan al ventilador. El mismo controlador W-FM200 se encarga de esta gestión para asegurar, de manera precisa, los niveles de NOx exigidos.

En su apuesta por la seguridad la ejecución 4LN incluye, además, un doble sistema de vigilancia de llama. Seguridad y fiabilidad son, una vez más, las máximas de Weishaupt en el desarrollo de estos quemadores.

Desde el comienzo del año, dos plantas de cogeneración de Rolls-Royce han estado suministrando energía a un nuevo invernadero de tomates operado por Maxburg BVBA en Meer, Bélgica. Los dos grupos electrógenos a gas han suministrado de forma fiable más de 20 MWh de calor y potencia hasta la fecha. Maxburg es ahora el invernadero número 30 para el que Rolls-Royce ha entregado plantas de cogeneración. Desde 2005, no menos de 52 plantas de cogeneración fabricadas por Rolls-Royce han generado una producción eléctrica total de 270 MW para invernaderos en Holanda, Bélgica, Rusia y Reino Unido.

Los grupos electrógenos se basan en los motores B35: 40 V12 AG2 de media velocidad de Rolls-Royce, cada uno de los cuales es capaz de generar una potencia eléctrica de 5.650 kW y una potencia térmica de 6.545 kW, con un nivel de eficiencia de más del 96%. La energía eléctrica se utiliza principalmente para las lámparas de invernadero y, si es necesario, se inyecta a la red pública.

 

El invernadero, que se extiende sobre una superficie de 10,2 hectáreas, se calienta utilizando el calor extraído de los gases de escape y el sistema de refrigeración del motor. Los gases de escape limpios de los motores también se inyectan en los invernaderos para aumentar el nivel de CO2 y aumentar el crecimiento de la planta. El propietario espera lograr una producción anual de 7,5 millones de kg de tomates en el invernadero de Maxburg.

Rolls-Royce ha entregado las plantas de cogeneración completas, que consisten en los grupos electrógenos, los sistemas de gases de escape, incluidos los sistemas SCR y los intercambiadores de calor. Los sistemas de control electrónico también están incluidos en el suministro. El operador John Vermeiren y Rolls-Royce han cerrado un contrato de servicio a largo plazo para las plantas de cogeneración, que cubre aproximadamente 4.500 horas de operación por año durante los próximos 10 años.

Wärtsilä suministrará una central eléctrica tipo Smart Power Generation de 40 MW a la empresa Methax S.A., compañía del Grupo Galileo, en la ciudad de Mendoza, Argentina. El valor de la orden es de aproximadamente 25 M€. El pedido de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) llave en mano incluye motores Wärtsilä 34SG que funcionarán con gas natural.

Argentina viene sufriendo de escasez de energía eléctrica desde hace varios años, y el gobierno está trabajando para atraer inversiones privadas para aumentar su capacidad y eficiencia. Wärtsilä ha asumido una fuerte posición para permitir la transición hacia una infraestructura energética asequible y sostenible en Argentina.

 

Methax fue adjudicataria del proyecto en Mendoza, con un contrato por 10 años de tarifa fija y venta de gas, en la licitación realizada por CAMMESA, el operador del sistema de red nacional por parte del Ministerio de Energía en Argentina. El Ministerio tiene el objetivo de seguir desarrollando y fortaleciendo la red nacional con el fin de abastecer de energía fiable a la población y a la industria argentina. Wärtsilä fue seleccionada como proveedor debido a su eficiencia, su capacidad de EPC y el soporte de ciclo de vida.

Methax generará electricidad para 15.000 hogares con la central eléctrica Wärtsilä Smart Power Generation. Otras empresas del Grupo Galileo suministrarán el gas natural para la planta comprándolo a productores que están quemando el gas actualmente en la región de Malargüe. El gas será licuado en la cabeza de pozo por estaciones de producción de Cryobox® LNG móvil y luego transportado por carretera a través de Virtual Pipeline® desde la región de Malargüe hasta Anchoris, donde se regasificará en el sitio.

Al licuar directamente en la cabeza del pozo, transportar y regasificar el GNL, el Grupo Galileo está introduciendo su tecnología Gas 3.0® a escala masiva, lo que permitirá a los productores de la Argentina satisfacer la demanda a través de un extenso sistema de distribución de gas natural sin el uso de tuberías convencionales.

Se trata del séptimo proyecto adjudicado a Wärtsilä en Argentina durante 2016. Estos proyectos tienen un impacto significativo en el empleo y el desarrollo industrial del país. Se crearán varios cientos de puestos de trabajo y se transferirá el conocimiento tecnológico al creciente sector de generación de energía en Argentina.

Han pasado 11 días desde que Donald Trump fue investido en EE.UU. y hasta ahora el nuevo presidente parece decidido a solidificar las promesas que hizo durante su campaña, incluyendo algunas que impactarán en el clima y la energía. El muro de 1.000 millas de longitud que Trump pretende construir entre EE.UU. y México liberaría hasta 1,9 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera si se construyese de cemento, según una estimación de la Universidad de Columbia. Trump firmó el miércoles una orden ejecutiva para dirigir la construcción de tal muro y aumentar el número de fuerzas de patrulla a lo largo del mismo.

Mientras tanto, otra orden ejecutiva firmada el fin de semana para detener la inmigración de siete países de Oriente Medio podría tener impacto en empresas, desde General Electric a General Motors, que emplean a inmigrantes de las naciones afectadas. GE es uno de los principales fabricantes mundiales de aerogeneradores y en 2015 casi el 14% de sus ingresos provinieron de Oriente Medio y África, según datos de Bloomberg. GM, fabricante del vehículo 100% eléctrico Chevrolet Bolt y del híbrido enchufable Volt, desarrolla muchas operaciones de fabricación en Michigan – un estado con una importante población musulmana.

 

También es probable que Trump siga adelante con su intención de sacar a EE.UU. del pacto climático firmado por más de 190 naciones en París en diciembre de 2015, según Myron Ebell, quien encabezó el equipo de transición de Trump en la Agencia de Protección Ambiental. “El presidente Trump dejó claro que se retiraría del acuerdo“. Como la nación más rica del mundo y la segunda más contaminante, la participación de EE.UU. en el acuerdo es fundamental para limitar el calentamiento global, dicen los investigadores del clima.

Un área que podría sobrevivir a la postura proteccionista de Trump es el mercado de exportación de gas entre EE.UU. y México, según el gerente de activos de ING Groep y Pira Energy Group. Las entregas de gas natural de EE.UU. a México se han más que duplicado en los últimos dos años, en respuesta a la disminución de la producción de petróleo y gas en México y un exceso de oferta en EE.UU. El mercado apoya los empleos en EE.UU. y proporciona a México combustible barato y así puede evitar cualquier medida intervencionista, dicen las compañías.

En California, las grandes plantas de almacenamiento de baterías se están moviendo en el papel tradicional del gas natural de proporcionar electricidad a la red durante las horas de demanda punta. Tres grandes plantas – construidas por Tesla Motors, AES y Altagas – entrarán en funcionamiento en el sur de California esta semana para cubrir el exceso de energía causado por la fuga de gas natural en Aliso Canyon en Los Ángeles, que posteriormente fue cerrado. La fuga emitió 109.000 toneladas de metano a la atmósfera y provocó el desplazamiento de miles de residentes locales. Los proyectos de almacenamiento en baterías se han completado en seis meses y aliviarán el riesgo de apagones en invierno.

En la costa este de EE.UU., el parque eólico marino más grande del país recibió la aprobación la semana pasada, un hito clave en el camino hacia su despliegue en aguas de Long Island. El proyecto de 90 MW generará electricidad suficiente para alimentar 50.000 hogares y es el primer paso hacia el objetivo del gobernador de Nueva York, Andrew Cuomo, de desarrollar 2,4 GW de energía eólica marina para 2030.

En Europa, la industria eólica marina instalará más de 3,5 GW de potencia este año, según un pronóstico de la asociación industrial WindEurope. Alemania y Reino Unido serán los líderes del mercado – instalando más de 1,6 GW cada uno, mientras que Bélgica añadirá 165 MW y Dinamarca 23 MW. Esto se sumará a la actual potencia del continente de 12,6 GW de eólica marina.

El mercado eólico marino en aguas polacas y en otras partes del mar Báltico también parece prometedor, según una nota de investigación de BNEF que ve una cartera actual no financiada de hasta 2,5 GW. La región del Báltico ha estado atrasada en el desarrollo de la eólica marina debido a la falta de políticas de apoyo, bajos precios de la energía y un suministro disponible de energías hidroeléctrica y nuclear. Sin embargo, Polonia tiene proyectada una subasta para 2017 y al menos 200 MW de capacidad podrían ser puestos en marcha en el país para 2022, dice la nota.

El mercado taiwanés de energía eólica marítima también se está calentando tras las noticias de la semana pasada de que Dong Energy y Macquarie Capital habían comprado participaciones en el primer proyecto eólico marino a escala comercial del país: el parque eólico Formosa I de 128 MW. Macquarie ahora posee la mitad del proyecto, Dong Energy tiene el 35% y el promotor inicial – Swancor Renewable – tiene el resto. Se espera que Formosa I esté totalmente construido en 2019, sujeto a una decisión final de inversión.

Las instalaciones solares de la India escalarán a partir de 2017 (GW de capacidad)

India añadió 3,85 GW de capacidad de generación solar conectada a red en los diez primeros meses de 2016, casi el doble de las instalaciones totales en 2015. BNEF ha revisado sus proyecciones para los años subsiguientes basándose en la cantidad de capacidad subastada en 2016 y en las instalaciones previstas en el futuro. Los estados estarán bajo una creciente presión para cumplir con los objetivos de obligación de compra renovable establecidos a nivel federal, que requieren que el 6,75% del consumo total de electricidad en todos los estados venga de la generación de energía solar para finales de 2019.

Este artículo está basado en el Week in Review de BNEF publicado el 31 de enero.

Del 31 de enero al 2 de febrero de 2017, en el Centro Citibanamex de la Ciudad de México, se presentará la segunda edición del evento del sector energético en México, ENERGY MEXICO OIL GAS POWER 2017 EXPO & CONGRESS, con un enfoque global, que tiene como principal objetivo potencializar oportunidades de negocio en el sector energético en nuestro país y al mismo tiempo otorgar una visión estratégica en un contexto geopolítico y empresarial.

Después del éxito obtenido en su primera edición, ENERGY MEXICO 2017 integrará una exposición sin precedente que atraerá a más de 3,500 participantes y cerca 100 empresas e instituciones. En el congreso participarán expertos del más alto nivel en la industria del petróleo, gas y electricidad, con un programa de conferencias magistrales y presentaciones que analizarán el panorama mundial del sector.

Las condiciones del mercado energético internacional cambian vertiginosamente y, al mismo tiempo, el sector en México vive una transformación histórica que continuará profundizándose. Muestra de ello es que el mes pasado Pemex presentó su nuevo plan de negocios, el cual busca aprovechar las flexibilidades de la reforma energética para hacer frente a los retos financieros que enfrenta esta Empresa Productiva del Estado.

Bajo este contexto, ENERGY MEXICO 2017 se posiciona como el primer foro sobre energía en el país que abarca todo el sector en su conjunto, desarrollado por EnergeA y E.J. Krause de México, y con el apoyo de instituciones y empresas aliadas.

Como indica el Dr. Jesús Reyes Heroles G.G., Presidente de EnergeA: “Nuestro afán ha sido diseñar un espacio que sirva a las empresas participantes para emprender negocios y ampliar los actuales, en el nuevo mercado energético mexicano inaugurado tras la reforma. El área de exposición contará con la presencia de compañías que buscan desarrollar y aprovechar las oportunidades que se abren.

Además de contar con reconocidos especialistas provenientes de instituciones y empresas de primer nivel, ENERGY MEXICO 2017 contará con la presencia de altos funcionarios como Pedro Joaquín Coldwell (Secretario de Energía), José Antonio González Anaya (Director General de Petróleos Mexicanos), Jaime Hernández Martínez (Director General de la Comisión Federal de Electricidad) y Abraham Zamora Torres (Director General de Banobras).

Cabe resaltar la presencia de ponentes internacionales como Bernard Duroc-Danner (Presidente y Director General de Weatherford International), Lucian Pugliaresi, (Presidente del Energy Policy Research Foundation), Seth Kleinman (Jefe de Estrategia Energética de Citigroup), y Victor Gao (Presidente, China Energy Security Institute), entre otros.(*)

La agenda del Congreso abarca los siguientes temas centrales:

• El panorama global de petróleo y gas: hacia un nuevo equilibrio del mercado
• Retos ambientales para el sector energético
• Funcionamiento del mercado eléctrico en México
• Cambios tecnológicos en actividades de exploración y producción
• Impacto de los eventos geopolíticos globales sobre los mercados energéticos
• Financiamiento de proyectos de energía en México: oportunidades en un ambiente de precios bajos
• Panorama energético de América del Norte
• Downstream en México: ventas al menudeo y transporte de petrolíferos
• Cambios tecnológicos en renovables
• Derechos financieros de transmisión y contratos bilaterales en el Mercado eléctrico mexicano
• Mercado mundial de gas natural
• Desarrollos clave en midstream
• Nuevas tecnologías, productos y servicios para el sector energía.

energymexico2ENERGY MEXICO 2017 está diseñado para ser la puerta de acceso al nuevo sector de energía en México y lograr que los participantes se mantengan actualizados de los cambios más relevantes que se susciten, así como anticipar sus implicaciones e identificar riegos y oportunidades para quienes desean incursionar en el sector, particularmente en México. Incluye una exposición B2B de clase mundial, dando acceso a operadores, proveedores y expertos a las nuevas soluciones operativas, financieras y tecnológicas.

(*) Ponentes nacionales e internacionales confirmados

• Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía
• Rafael Pacchiano Alemán, Secretario de Medio Ambiente y Recursos Naturales.
• Bernard Duroc-Danner, Presidente y Director General, Weatherford International
• José Antonio González Anaya, Director General, Petróleos Mexicanos
• Jaime Hernández Martínez, Director General, Comisión Federal de Electricidad.
• César Hernández Ochoa, Subsecretario de Electricidad, Secretaría de Energía.
• Leonardo Beltrán, Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Secretaría de Energía
• Embajador Charles W. Freeman, Jr., Presidente, Projects International
• Lucian Pugliaresi, Presidente, Energy Policy Research Foundation
• Victor Gao, Presidente, China Energy Security Institute.
• Abraham Zamora Torres, Director General, Banobras.
• Seth Kleinman, Head of Energy Strategy, Citigroup.
• David Knapp, Chief Energy Economist, Energy Intelligence
• Ferris Hussein, Managing Director, The Carlyle Group.
• Michelle Foss, Investigadora, Centre for Energy Economics, Universidad de Texas

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La 29ª edición del Foro del Gas, que se celebró en Madrid, en las instalaciones de la CNMC, durante los días 6 y 7 de octubre bajo la presidencia de la Unión Europea, planteó la necesidad de evaluar el futuro del gas natural en Europa (hasta 2030 y a partir de esa fecha). En concreto, los participantes destacaron la necesidad de iniciar discusiones estratégicas en el sector gasista y que traten aspectos como la incidencia de las políticas de descarbonización, los desarrollos en el sector de la electricidad, los beneficios que conlleva el ahorro energético o el uso de nuevas tecnologías. Recogemos a continuación las principales conclusiones de esta edición, que quedaron recogidas en un documento que está disponible en la web de la Comisión Europea.

En el Foro tuvo lugar un intenso debate sobre las cuestiones de los fundamentos de la oferta y la demanda de gas natural en la UE, tanto para el período anterior a 2030 como para el período posterior a dicho año. A pesar de las diferencias en la modelización y las evaluaciones, el Foro coincide en la necesidad de iniciar discusiones estratégicas sobre el tema. Esta discusión debería basarse en una evaluación profunda de los posibles impulsores y consecuencias de los respectivos escenarios en todos los niveles de la cadena de valor del sector gasista de la UE. Entre ellas figuran la evolución de las políticas de descarbonización, la evolución del sector eléctrico, las mejoras en la eficiencia energética, las nuevas tecnologías, por ejemplo, en el ámbito del gas para electricidad o del gas verde y la evolución del mercado.

 

El Foro acogió favorablemente las mejoras generales del funcionamiento del mercado de la UE -como se refleja en el Informe de seguimiento del mercado ACER 2015, que incluye el chequeo de salud del mercado mayorista del gas-, pero señaló que en algunos mercados sigue siendo insatisfactorio. El Foro también tomó nota de iniciativas, como CESEC y la implementación general del Código de Red, para hacer frente a estas deficiencias. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Octubre 2016

Deltis Energia, ubicada en Varsovia, la capital del país, cuenta ya con más de 2.000 clientes en el mercado polaco y suministra luz y gas a empresas, grandes compañías y clientes domésticos.

El objetivo de Audax Energía en Polonia es implantar el modelo de negocio y de comercialización aplicados con gran éxito en España, Portugal, Italia y Alemania para multiplicar por 4 la facturación actual de Deltis Energia y triplicar el número de clientes el próximo año.

Esta operación permitirá a Audax Energía introducirse en un mercado en expansión con un número de habitantes muy similar al español y con un mercado potencial de más de 1.800.000 empresas, de las cuales un 99.8% son pymes, que es principalmente el tipo de cliente al que va dirigido Audax Energía.

La internacionalización es uno de los pilares del plan estratégico de Audax Energía. Se prevé que en el cierre del año 2016 el 30% de la facturación de Audax Energía procederá de las filiales internaciones ubicadas en Portugal, Italia, Alemania y Polonia. La previsión para 2017 es incrementar este porcentaje hasta alcanzar el 40%.

La compañía inició su expansión internacional en Portugal y en sólo 2 años ha logrado alcanzar la 7ª posición y consolidar su cuota en el mercado energético luso, comercializando luz y gas. Audax Energía ha sido pionera en la introducción de la Tarifa Indexada en Portugal, producto hasta entonces casi inexistente en el mercado.

La entrada en Italia se produjo en 2014 mediante la compra de la empresa Big Energía y en 2015 logró un crecimiento exponencial con la adquisición de la división doméstica de la comercializadora CEI, Compagnia Energetica Italiana, sumando 21.000 clientes y consolidando su presencia en un mercado muy competitivo. Uno de los valores diferenciales de la compañía en Italia son sus 57 oficinas que operan como puntos de servicio de proximidad.

Alemania ha sido una apuesta clave para entrar en uno de los principales mercados energéticos de la Unión Europea. En enero de 2015 se creó Audax Energie GmbH y se está trabajando en implantar en el país la estrategia comercial propia de la compañía con importantes previsiones de crecimiento a cierre de este año.

Audax Energía tiene como objetivo seguir expandiéndose internacionalmente con la entrada a corto plazo en otros 2 países de la Unión Europea y Latinoamérica.

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La planta regasificadora de Dunquerque (Francia), un proyecto llave en mano del grupo de ingeniería y tecnología SENER, ha recibido su primer barco de GNL (Gas Natural Licuado) en la mañana del día 8 de julio. Con este hito empieza la fase de puesta en marcha de la instalación, ubicada en el puerto de Dunquerque, en el norte de Francia, y cuya operación comercial está prevista a mediados de septiembre.

TS LNG firmó en 2011 con Dunquerque LNG, una empresa subsidiaria de EDF, el contrato llave en mano para la construcción de la planta de proceso de esta terminal. Desde entonces, SENER ha trabajado para construir y poner en marcha una planta de alta eficiencia y prestaciones, y que ha conseguido unos excelentes ratios de seguridad y salud durante el periodo de cuatro años y medio por el que se han extendido las obras. Para la realización de los trabajos, TS LNG se ha coordinado con los consorcios responsables de los tanques y del túnel de captación de agua de mar, para que sea utilizada en el proceso de vaporización.

La planta de regasificación de Dunquerque está dotada con tres tanques de almacenamiento de 190.000 m3 y su producción media es de 13 BCMA (Billion Cubic Metre per Annum, miles de millones de metros cúbicos por año) de gas natural, y un caudal máximo de emisión de 1,9 millones m3(n)/h (millones de metros cúbicos por hora). Dispone de un muelle de atraque, brazos y tuberías de descarga, tanques de almacenamiento, sistemas para regasificación y emisión de gas, sistema de recuperación de BOG (Boil-Off Gas), antorcha, sistema de bombeo de agua de mar para vaporización, sistemas auxiliares y el conjunto de edificios (oficinas, control, seguridad, talleres, etc.) precisos para la operación.

Dentro del consorcio TS LNG, SENER ha llevado a cabo el desarrollo de toda la ingeniería básica y de detalle, la adquisición de los equipos y las obras de construcción correspondientes a los trabajos de obra civil, edificios, atraque, tuberías de descarga y planta de proceso de regasificación de la central. Asimismo, SENER ha realizado las actividades de pruebas y puesta en marcha de la instalación.

Entre los retos que SENER ha afrontado en este proyecto, destacan los exigentes criterios de calidad y seguridad, muy por encima de lo que prescribe la normativa europea. Así, en el diseño de la planta de Dunquerque, SENER ha prestado atención especial a cuatro aspectos principales: la seguridad, el medio ambiente, la disponibilidad y la versatilidad de la operación.

Con la entrega de Dunquerque en perfectas condiciones de operación, SENER afianzará su posición como líder en ingeniería y construcción llave en mano de plantas de regasificación de gas natural licuado, tras su éxito en proyectos anteriores como Gate terminal. Ubicada en Róterdam (Holanda), Gate terminal es una obra de referencia en el sector del gas de Europa, uno de los principales proyectos energéticos en Holanda y un escaparate tecnológico a nivel internacional, y ha sido premiada como ‘Mejor proyecto del año 2011’ por la organización European Construction Institute (ECI) y como ‘Proyecto de Gas Natural Licuado del Año’ por los Premios Europeos de la Conferencia del Gas en 2012.

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