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El pasado martes día 13, se presentaba, ante los agentes sociales, en rueda de prensa, el borrador o propuesta de Ley de Cambio Climático y Transición Energética, por parte del Ministerio de Transición Ecológica.

Todas las medidas propuestas, tienen como objetivo cumplir con los compromisos adquiridos en el Acuerdo de Paris contra el cambio climático. Y está en línea con las medidas que ya están en marcha en otros países europeos como Francia, Reino Unido o Noruega.

Así mismo, marcas comerciales de fabricantes de vehículos también se han alineado con estas medidas, ya que algunos de ellos sólo fabricarán vehículos eléctricos a partir del año 2.019 y 2.020.

Entre las medidas más relevantes, en lo que refiere al sector de las estaciones de servicio y el parque de vehículos, destacan:

-A partir del año 2040 no se permitirá la matriculación y venta en España de turismos y vehículos comerciales ligeros con emisiones directas de dióxido de carbono, excluidos los matriculados como vehículos históricos, siempre que se destinen a usos no comerciales. (Punto 2; Artículo 15; Título V)

-Los titulares de las instalaciones de suministro de combustibles y carburantes a vehículos con un volumen anual en 2017 agregado de ventas de gasolina y gasóleo superior o igual a 10 millones de litros, presentarán un proyecto ante la Dirección General de Política Energética y Minas en un plazo de nueve meses, con el fin de instalar infraestructuras de recarga eléctrica de potencia igual o superior a 22 kW, debiendo ejecutarse y prestar servicio en los siguientes doce meses a partir de la fecha de presentación del proyecto. La energía eléctrica suministrada para la recarga deberá tener garantía de origen renovable. (Punto 1; Artículo 16; Título VI)

Los titulares de las instalaciones de suministro de combustibles y carburantes a vehículos con un volumen anual en 2017 agregado de ventas de gasolina y gasóleo superior a 5 millones de litros e inferior a 10 millones de litros, presentarán un proyecto ante la Dirección General de Política Energética y Minas en un plazo de quince meses, con el fin de instalar infraestructuras de recarga eléctrica de potencia igual o superior a 22 kW, debiendo ejecutarse y prestar servicio en los siguientes doce meses a partir de la fecha de presentación del proyecto. La energía eléctrica suministrada para la recarga deberá tener garantía de origen renovable. (Punto 2; Artículo 16; Título VI)

-En el caso de que en una provincia, Ciudad Autónoma o isla no exista ninguna instalación de suministro de combustibles y carburantes a vehículos que cumpla con las condiciones establecidas en los apartados primero o segundo, los titulares de las instalaciones que, ordenadas de mayor a menor volumen de ventas anuales agregadas de gasolina y gasóleo, conjunta o individualmente alcancen al menos el 10% de las ventas anuales totales en las citadas áreas geográficas, presentarán un proyecto ante la Dirección General de Política Energética y Minas, en un plazo de quince meses a contar desde la publicación del listado de instalaciones obligadas, con el fin de instalar infraestructuras de recarga eléctrica de potencia igual o superior a 22 kW de origen renovable, debiendo ejecutarse y prestar servicio en los siguientes doce meses a partir de la fecha de presentación del proyecto. (Punto 3; Artículo 16; Título VI)

-La Dirección General de Política Energética y Minas mediante resolución publicará el listado de instalaciones obligadas a cumplir con las obligaciones del apartado tercero. (Punto 4; Artículo 16; Título VI)
Ante las informaciones vertidas a la opinión, el sector de automoción y EESS muestra su preocupación y abogan por una transición más ordenada, más justa y más rentable. Y avisan que la aprobación de esta nueva Ley puede tener un impacto laboral negativo.

Por su parte, LAFON Technologies, quiere mandar un mensaje de tranquilidad ante la incertidumbre que ha podido ocasionar esta noticia en el sector. LAFON Technologies seguirá apostando por la atención a sus clientes en su amplia gama de servicios. Sea cual sea el tipo de energía con la que trabaje. No somos partidarios de imposiciones, y nuestro objetivo es hacer ver al sector que de manera voluntaria distintas energías pueden convivir, que del fruto de la misma, se obtienen mejoras y diferenciación potenciando su negocio.

Como es sabido, LAFON Technologies está comprometido con el medio ambiente y diversificó su cartera de servicios al desarrollar la fabricación e instalación de cargadores eléctricos en EESS desde al año 2.010.

Actualmente cuenta con la instalación de casi 4.000 puntos de carga en todo el mundo. Países como Francia, Alemania, Reino Unido, Canadá, China, Egipto o Tailandia, ya disfrutan de nuestros puntos de carga eléctricos.

El autoconsumo aportaría a España 1.770 millones de euros al año en reducción de costes de combustibles, redes y CO₂

Tras un septiembre que se ha convertido en el mes con el tercer recibo de la luz más caro de la historia, Greenpeace cuantifica el autoconsumo en hogares y pymes y revela que este ahorraría al sistema eléctrico español y a la ciudadanía 1.770 millones de euros en costes de combustible, CO2 y redes eléctricas al tiempo que reduciría anualmente 10 millones de toneladas de gases de efecto invernadero. Así lo señala en su nuevo informe “Desmontando el impuesto al sol: El valor de la energía solar fotovoltaica en España”, elaborado por la consultora ecoSynergies.

El estudio demuestra que las personas que se autoabastecen de electricidad renovable, además de pagar impuestos y costes del sistema como el resto de usuarios, aportan a España un valor neto adicional de 59 euros por cada MWh producido, independientemente de que este se inyecte a la red o se autoconsuma. Lo hace aplicando la metodología “valor de la energía solar” (Value of Solar, en inglés), que ya se usa en Estados Unidos y que Greenpeace aplica por primera vez en un contexto europeo tomando Andalucía y Cataluña como casos de estudio extrapolables a toda España.

El estudio de Greenpeace pretende aportar información de interés para la elaboración de las medidas clave del Gobierno frente la subida de la factura de la luz y para la lucha contra el cambio climático que podrían ver la luz en el próximo Consejo de Ministros.

“Cuando las personas luchan contra el cambio climático, deberían ser premiadas, no penalizadas. El impuesto al sol nunca tuvo sentido y lo hemos demostrado con números. Ahora hay que reconocer de forma justa el valor de la electricidad generada por los autoconsumidores para acelerar la lucha contra el cambio climático y reducir la factura de la luz para todos los hogares”, señala Sara Pizzinato, responsable de la campaña de Energía y Cambio Climático de Greenpeace.

En este sentido, el retorno de la inversión en autoconsumo sería el doble de rápido si se eliminara el impuesto al sol y se remunerase la electricidad excedentaria teniendo en cuenta un análisis de costes y beneficios justo; esto también sería un incentivo para que las administraciones públicas invirtieran en instalaciones de autoconsumo para ayudar a familias en riesgo de pobreza energética.

Esto adquiere especial urgencia en la semana en la que se publicará el informe especial del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático de Naciones Unidas que se espera contundente sobre la necesidad de acelerar la velocidad a las que se deben reemplazar los combustibles fósiles por energías renovables.

El informe también revela que la contribución del autoconsumo supera con creces los costes incurridos en la red eléctrica o la moderación de ingresos del Gobierno y el sistema eléctrico a través de la factura eléctrica debida a la reducción del consumo de electricidad, incluso en el caso estudiado, de elevada penetración del autoconsumo.

Greenpeace pide al Gobierno que comience a dar ejemplo en la lucha contra el cambio climático y la pobreza energética devolviendo a las personas la posibilidad de controlar su propia energía. También le anima a empezar por aplicar el autoconsumo a los tejados de los edificios públicos de su propiedad.

Gracias al mapeo social que lanzó la organización ecologista el pasado mes de mayo y que ha contado con la colaboración de más de 600 participantes desde entonces, ha sido posible estimar el potencial solar de 900 edificios de la administración pública central (10% del total). En ellos hay una superficie disponible para paneles solares equivalente a 57 campos de fútbol que, de ser instalados, podrían producir unos 92 GWh/año de electricidad limpia.

Según estimaciones de Greenpeace ligadas a este mapeo, a cambio de una inversión de unos 100 millones euros, la administración ahorraría en 25 años unos 258 millones de euros, una vez descontada la inversión, en sus facturas de la luz. Ese ahorro de dinero público se elevaría a unos 300 millones de euros si se eliminara el impuesto al sol.

Adicionalmente, si se aplicara la metodología del “valor de la energía solar”, además de un ahorro para el presupuesto de la administración, estas instalaciones aportarían un valor añadido a toda la sociedad, el medio ambiente y el sistema eléctrico de 5,4 millones de euros al año durante su vida útil (en torno a 25 años).

Demandas de Greenpeace al Gobierno:

  1. Que suprima todas las barreras al autoconsumo renovable incompatibles con la nueva normativa europea y empiece dando el ejemplo solarizando los tejados de sus edificios;
  2. Que la promoción del autoconsumo vaya en línea con el contenido de la Proposición de Ley de Autoconsumo ya presentada en el Parlamento. Y específicamente:
    –La eliminación del impuesto al sol para todas las instalaciones independientemente de su tamaño;
    –La introducción del Autoconsumo Virtual Compartido que permitiría introducir en España modelos de lucha contra la pobreza energética inspirado en el modelo griego;
    –Que la electricidad excedentaria de las instalaciones de autoconsumo reciba una remuneración justa que atienda al análisis de costes y beneficiosque ésta aporta a la red, la sociedad y el medio ambiente.
  3. Plasmar objetivos de renovables más ambiciosos tanto en el Plan Integrado de Clima y Energía (que el Gobierno deberá entregar a Bruselas en cumplimiento de la política energética a 2030) como en la Ley de Cambio Climático y Transición Energética. Estos deberán estar en línea con la consecución de un sistema energético eficiente, inteligente, democrático y 100% renovable antes de 2050.

El centro de investigación CIRCE, la Universidad de Zaragoza y el fabricante de vidrio VERALLIA han desarrollado nuevas herramientas para reducir el consumo energético de los hornos industriales

Durante cuatro años estas tres entidades han unido sus esfuerzos en el proyecto Tecnologías Avanzadas para la Supervisión de la Combustión y Eficiencia de Intercambiadores Regenerativos en Hornos de Vidrio (e-GLASS) que ha contado con el apoyo financiero del Ministerio de Economía y Competitividad dentro del programa Retos Colaboración 2014.

Dentro del proyecto e-GLASS, que acaba de finalizar,se ha llevado a cabo el desarrollo de un conjunto de tecnologías dirigidas a reducir el consumo de combustible, y en consecuencia el volumen de emisiones a la atmósfera en hornos de fusión de vidrio. Los resultados obtenidos han mostrado que con estas tecnologías es posible reducir los consumos de energía (combustible) y emisiones de agentes contaminantes entre un 3 y un 5%.

Todo esto permite al mismo tiempo reducir los costes de operación y mantenimiento, implicando una notable mejoría de la competitividad en este tipo de industrias. Además, las nuevas tecnologías y herramientas desarrolladas son escalables en otras plantas, no solo del sector vidriero sino de otras industrias de alto consumo energético, por lo que el impacto económico y ambiental del proyecto alcanzaría más sectores del tejido productivo.

Nuevas soluciones para controlar la combustión

Las tecnologías desarrolladas por CIRCE buscan mejorar el rendimiento y la operación del proceso de combustión, actuando sobre distintos ejes. Por un lado, se han centrado en la monitorización más detallada dela combustión y de la llama dentro del horno mediante el tratamiento digital de imágenes, permitiendo detectar malfunciones y crear modelos predictivos que permiten identificar nuevos y mejorados puntos de operación.

En segundo lugar, se ha desarrollado un sistema para medir de forma continua las emisiones de los gases a la salida del horno de fusión, y controlar así la eficiencia del mismo de una forma fiable.
Por último, se han conseguido una serie de tecnologías y metodologías avanzadas de limpieza de escorias en los intercambiadores regenerativos, que al mantenerlos limpios mejoran su eficiencia de intercambio y permiten ahorrar combustible y reducir las emisiones contaminantes.

Un gran potencial en Europa

El 25,3% del consumo de combustibles en la Unión Europea se produce a nivel industrial, con una eficiencia típica de la combustión que se sitúa alrededor del 75-85%. Alrededor de 1.700 compañías en la Unión Europea cuentan con plantas de combustión de potencia superior a 50 MW. Por su parte, solamente en España existen un total de 4.000 plantas de combustión registradas en el Registro Estatal de Emisiones y Fuentes Contaminantes. En este contexto, la introducción de medidas que permitan mejorar la monitorización y control de los sistemas de combustión puede dar lugar a impactos muy beneficiosos tanto a nivel de eficiencia y reducción de consumos de combustibles, como de reducción de emisiones de gases contaminantes.

La estabilidad de los precios de la biomasa, en claro contraste con el progresivo incremento del coste del gasóleo de calefacción, que se ha elevado un 35% en los dos últimos años, ha propiciado un significativo aumento del ahorro que supone el uso de la biomasa como combustible de calefacción, que en estos momentos puede ser de hasta un 66% frente a los costes del gasóleo.

Según el presidente de la Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa (Avebiom), Javier Díaz, “no estamos hablando de posibilidades teóricas, sino de un ahorro real e inmediato para las familias e instituciones que ya utilizan la biomasa para calentar sus hogares o edificios de uso colectivo; y estamos hablando de una expectativa cierta para aquellos que prevén sustituir el gasóleo por la biomasa a corto plazo, porque las últimas subidas del precio del petróleo ya no se puede considerar como simples repuntes coyunturales”.

De acuerdo con los cálculos que ha realizado Avebiom, el coste de 2,35 kilogramos de astilla de madera suministrada a domicilio, equivalente energético a un litro de gasóleo de calefacción, supone un ahorro del 66%; es decir, 0,486 euros por litro de gasóleo). El precio del gasóleo se ha elevado desde los 0,547 euros por litro de mayo de 2016 a los 0,741 euros registrados el 15 de mayo pasado.

En el caso de que se utilice hueso de aceituna, el precio de 2,19 kilogramos (que es el equivalente energético a un litro de gasóleo), el ahorro es de 0,362 euros por litro de gasóleo (el 49%). Y si la biomasa utilizada es el pellet, el coste equivalente (1,96 kilogramos) representa un ahorro del 38% (0,280 euros por litro de gasóleo).

Los últimos datos del Índice de Precios de Avebiom, referidos al último trimestre de 2017, reflejan la estabilidad del precio del pellet, el hueso de aceituna y la astilla de madera en sus diferentes formatos de venta al consumidor final (en sacos o a granel, servido a domicilio por camiones cisterna). En el caso del pellet, que es el combustible más demandado actualmente, la evolución del precio del saco de 15 kilogramos se ha reducido un 3,37% de media en los tres últimos años.

ACOGEN valora positivamente el informe de la Comisión de Expertos sobre transición energética y considera que sus escenarios de análisis y propuestas deberían constituir la base sobre la que alcanzar acuerdos de Estado para la descarbonización del país.

Para los cogeneradores es destacable que la industria, su competitividad y el riesgo de deslocalización, sean una constante en todos los ámbitos del informe, cuidando específicamente las características y vectores propios de la transición energética y la descarbonización industrial, así como su clara identificación de la situación actual de la cogeneración y su recomendación de que esta se impulse.

Reconocimiento y recomendación de la cogeneración en la industria

En todos los escenarios energéticos de futuro analizados en el informe, la contribución actual de la cogeneración al mix no solo se mantiene sino que se potencia a 2030, para alcanzar el 12% de la generación de electricidad del país. El Informe resalta que la cogeneración “sigue siendo una de las áreas básicas de actuación que se contempla en política energética europea, sobre todo en la industria”, y la identifica como actor clave del difícil reto de la descarbonización del sector industrial, donde “es necesario seguir reduciendo los niveles de consumo a través de la mejora de la eficiencia energética de los procesos industriales en la implantación de medidas de ahorro y cogeneración”.

Los expertos constatan que la cogeneración industrial sigue constituyendo una parte difícilmente disociable del proceso de fabricación que permite a las empresas incrementar el nivel de eficiencia en la utilización de los recursos energéticos y al sistema eléctrico descentralizar el suministro. También reconocen que “la cogeneración, en tanto que se trata de generación distribuida que aporta al sistema reducciones de pérdidas en energía y reducción de inversiones en infraestructuras, ha de poder beneficiarse de dichas aportaciones”.

ACOGEN recuerda el reto que supone que un 50% de las instalaciones en funcionamiento, unas 304 plantas, han de tomar decisiones al ir alcanzándose el final de su vida útil regulada entre este año y 2025, algo que el Comité de Expertos ya advierte en su informe, identificando “la oportunidad de invertir en la renovación y promoción de nuevas instalaciones” para impulsar con cogeneración la transición energética de las industrias.

El Comité de Expertos resalta en su informe que el reto al que se enfrenta la industria para hacer frente a la reducción de sus emisiones es mayor que el que pueda tener cualquier otro sector. Apunta que “hasta el momento se han llevado a cabo muchos esfuerzos en cuanto a eficiencia energética y los que han podido en cuanto a sustitución de combustibles, inclusive implantando cogeneraciones en sus instalaciones, cuando esto es factible.”

Los expertos recomiendan el impulso a la generación distribuida: cogeneración y renovables térmicas como clave para la transición energética del sector industrial, incorporando las tecnologías más eficientes y destacando el importante potencial adicional de desarrollo de nuevas plantas de cogeneración. También consideran conveniente mantener la prioridad de despacho para instalaciones renovables y de cogeneración de alta eficiencia.

Contribuciones a la eficiencia, a los sistemas gasita y eléctrico y a la competitividad

En España funcionan más de 600 industrias intensivas en consumo de calor de sectores como el alimentario, químico, papel, textil, refino, azulejero, automóvil, etc., que fabrican el 20% del PIB industrial nacional y que exportan la mitad de lo que producen. Estas industrias viven un positivo momento habiendo crecido el 8% en 2017 y avanzando en los dos primeros meses de 2018 un 3,5%, lo que les sitúa cerca de niveles pre-crisis.

En nuestra actividad productora y consumidora de energía, los cogeneradores generamos el 11% de la electricidad nacional, utilizando el 25% de la demanda de gas y el 5% del consumo eléctrico del país. Desde el análisis coste-beneficio exclusivamente energético y climático de la cogeneración, las aportaciones son netamente positivas para el país y para todos los consumidores.

A los ahorros anuales de energía -1,5% de toda energía nacional-, de emisiones -hasta 8 millones de toneladas de CO2-, y por generación distribuida en los puntos de consumo y con garantía de potencia, la cogeneración suma un enorme y poco conocido efecto positivo sobre el mercado mayorista de la electricidad que reduce su precio entre el 10 y el 15% para todos los consumidores españoles.

Continuidad de las plantas de cogeneración al final de su vida útil regulada

En un momento realmente positivo para la industria, la mitad de los cogeneradores -unas 300 fábricas que suman unos 2.700 MW de potencia- esperan una reglamentación que permita seguir operando sus cogeneraciones, prestar sus servicios a la industria vinculadas a estas y mantener las aportaciones a los consumidores. El final de la vida útil regulada de las cogeneraciones amenaza a industrias nacionales muy relevantes que requieren un marco de continuidad con certidumbre y horizonte 2030. Apoyar un marco de continuidad de estas cogeneraciones estaría en consonancia con el importante papel que la Unión Europea otorga a la cogeneración para el logro de los objetivos de eficiencia energética, reducción de emisiones, competitividad industrial y empoderamiento activo.

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Más eficiente, moderno y con significativas mejoras ambientales. Así ha arrancado de nuevo el grupo 2 de Aboño para atender la demanda del mercado tras la última inversión de EDP. La compañía ha destinado más de 10 millones de euros a varios proyectos de mejora, que también aumentan la flexibilidad de la instalación.

Los proyectos han sido completados durante la parada realizada entre el 21 de enero y el 6 de marzo, en la que EDP también ha realizado importantes trabajos mecánicos, eléctricos y de revisión de equipos y sistemas.

Los trabajos han implicado a más de 300 empleados de 20 empresas, principalmente asturianas, además de las 200 personas que trabajan diariamente en la central.

Uno de los proyectos más relevantes es una infraestructura que permite realizar los arranques del grupo con gas natural, lo que ha eliminado totalmente el fueloil como combustible en el grupo 2.

Para desarrollar esta mejora ambiental, EDP ha sustituido una parte de los quemadores de la caldera por otros nuevos que permiten quemar gas natural. También ha construido un gasoducto de más de 300 metros y una ERM (Estación de Regulación y Medida), que es la instalación donde se produce la disminución de la presión del gas natural para que pueda quemarse en la caldera.

Además de ser una energía más limpia, el gas natural implica numerosas ventajas, tanto en la operación como en el mantenimiento de los equipos. En comparación con el fueloil es un combustible más manipulable y, debido a que su combustión es más estable, facilita los arranques del grupo.

Con la utilización del gas natural, Aboño mejora aún más su flexibilidad, lo que permite, además de quemar carbón nacional e importado, aprovechar energéticamente los gases siderúrgicos, como viene sucediendo desde 1975.

Este sistema para la fase de arranque, que EDP también ha puesto en marcha en la central térmica de Soto de Ribera, convierte a la compañía en la primera que lo utiliza en Asturias.

Los otros proyectos completados han consistido en la modernización de elementos vitales para el grupo, como la turbina de alta presión. La compañía ha instalado un nuevo conjunto de rotor y estátor. Esta mejora también influye de manera positiva en el capítulo ambiental, pues permite producir la misma energía eléctrica, utilizando un 4% menos de carbón.

EDP también ha modernizado el sistema de protección y el control hidráulico de la turbina principal, y el sistema de protección y control de las turbinas auxiliares.

Además, la compañía ha realizado una revisión en detalle de una de las turbinas auxiliares, los sistemas de desnitrificación y desulfuración, así como de distintos equipos auxiliares. Los resultados de estas inspecciones han sido satisfactorios.

El grupo 2 de la central térmica de Aboño es el de mayor potencia de EDP en Europa (550 MW). En 2017 generó 4.226 GWh en las 5.539 horas en las que estuvo en funcionamiento, lo que equivale al consumo anual de más de un millón de personas.

 

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Redexis Gas ha firmado un acuerdo de colaboración con la Confederación Nacional de Asociaciones de Instaladores y Fluidos, Conaif.

El acuerdo ha sido firmado con el objetivo de promocionar las infraestructuras de gas natural de Redexis Gas, fomentando esta fuente de energía como combustible y facilitando la gestión de la actividad de los instaladores y las empresas instaladoras asociadas a las Asociaciones y Federaciones miembros de Conaif, en aquellas Comunidades Autónomas en las que tiene presencia la Compañía. Al acto de firma asistió el director de Expansión Comercial de Redexis Gas, Javier Migoya y el presidente de Conaif, Esteban Blanco.

Mediante esta colaboración, Redexis Gas hará pública, a través de su web, los módulos de formación que elabore sobre el uso y el acceso al gas natural, y publicará su oferta pública para que los instaladores o empresas instaladoras de gas puedan adherirse a la misma. La Compañía también remitirá a Conaif la oferta pública para que esta pueda proceder a su difusión entre sus asociados y así promover el uso del gas natural.

Por su parte, Conaif realizará actividades de apoyo administrativo y gestión documental, con el objetivo de captar nuevos puntos de suministro, recopilando y entregando a Redexis Gas documentación e información necesaria para poder solicitar estos nuevos puntos de suministro. Gracias a esta iniciativa se facilitará la participación de los instaladores en la promoción y extensión del gas natural con independencia de su adhesión o no a Conaif.

Redexis Gas distribuye gas natural desde los centros de almacenamiento y distribución de gas natural hasta los distintos puntos de suministro conectados a su red, en las adecuadas condiciones de calidad y seguridad. Su objetivo es el desarrollo de la distribución de esta fuente de energía, así como promover el desarrollo energético sostenible en todos los territorios en los que opera.

La organización empresarial Conaif asocia y federa a 63 Asociaciones y Federaciones de Asociaciones con más de 19.000 instaladores principalmente relacionados con la ejecución de instalaciones de fontanería, gas, calefacción, climatización, protección contra incendios y electricidad, con ámbito y presencia en todo el territorio nacional.

El uso del gas natural en hogares supone una mejora de la calidad de vida por su comodidad, seguridad y limpieza, y un ahorro en la factura de entre 20% y 45%, según el consumo anual y el combustible sustituido. En empresas y negocios su aplicación mejora la competitividad y la eficiencia, generando ahorros de entre el 30% y el 50% que pueden ser destinados a aumentar la productividad del negocio en cualquier sector. Se trata de la energía tradicional más limpia, con muy bajas emisiones de partículas y CO2.

La 65ª edición de la BP Statistical Review of World Energy analiza los datos energéticos de 2015, revelan un año donde las tendencias significativas a largo plazo, tanto en la oferta como en la demanda energética mundial han destacado por una disminución del consumo energético global y el cambio de las fuentes energéticas hacia aquellas de bajo contenido en carbono.

Desde su primera edición en 1952, BP Statistical Review ha proporcionado datos precisos que han ayudado en el debate y toma de decisiones en materia energética . Sus datos anuales ayudan a la industria a mejorar la interpretación del mercado y sus fluctuaciones, y el histórico de datos proporciona un importante contexto para medir la dirección del mercado energético.

El informe muestra que la demanda internacional de 2015 de la energía primaria creció solo un 1%, significativamente más pequeño que el promedio de los últimos diez años. Esto refleja una continua debilidad en la economía global y un menor crecimiento del consumo energético en China debido al cambio del país de una economía industrial a una economía dominada por el sector servicios.

Respecto a la oferta, los avances tecnológicos han aumentado la gama y disponibilidad de los diferentes combustibles. La revolución de esquisto de Estados Unidos ha abierto una gran franja de fuentes de petróleo y gas, y el rápido desarrollo tecnológico ha apoyado el fuerte crecimiento de las renovables. El gas natural y el petróleo también han registrado un sólido crecimiento en 2015, mientras que la demanda mundial de carbón ha tenido su mayor caída de la historia.

Los precios de todas las energías provenientes de combustibles fósiles cayeron el pasado año, lo cual provocó ajustes en los mercados energéticos; impulsando la demanda en algunos mercados – sobre todo el petróleo, que ha ganado cuota de mercado por primera vez desde 1999 – restringiendo la oferta y cambiando el mix energético.

El lento crecimiento de la demanda junto con el cambio en el mix energético alejándose del carbón significaba que el crecimiento de las emisiones de carbono por el consumo energético se estancó en 2015. Este hecho alentador representó el crecimiento más lento de las emisiones en casi un cuarto de siglo (además inmediatamente después de la crisis financiera).

Aspectos más destacados – Desarrollo energético

• El consumo mundial de energía primaria aumentó sólo un 1% en 2015, similar al crecimiento en 2014 (+ 1,1%), pero mucho más lento que el promedio de 10 años del 1,9% al año.
• El petróleo se mantuvo como el combustible más importantes del mundo, representando el 32,9% del consumo energético mundial, y ganando cuota de mercado por primera vez desde 1999.
• El carbón sigue siendo el segundo combustible en términos de cuota de mercado (29,2%), pero ha sido el único combustible que perdió cuota de mercado mundial en el año 2015.
• La cuota del mercado de gas natural sobre el consumo energético primario fue de 23,8%.
• El crecimiento del consumo energético ha estado por debajo del promedio de 10 años para todas las regiones, excepto en Europa y Eurasia.
• A pesar de que las economías emergentes han continuado dominando el crecimiento del consumo mundial, el crecimiento en estos países en 2015 (1,6%) fue de nuevo muy por debajo de su tasa promedio de 10 años. Las economías emergentes ahora representan el 58,1% del consumo energético mundial.
• El consumo energético en China ha crecido un 1,5% en 2015, la tasa más baja en casi 20 años. A pesar de esto, China siguió siendo el mercado de mayor crecimiento mundial en el sector energético por décimo quinto año consecutivo.
• Los precios de todos los combustibles fósiles cayeron en 2015. El precio del crudo registró el mayor descenso anual en términos de dólares, y el mayor porcentaje de caída desde 1986.

Petróleo
Precios
• El promedio del Brent fue de 52.39 $ por barril en 2015, una disminución de 46,56 $ por barril desde niveles de 2014, y la media anual más baja desde 2004.
• Los precios del crudo subieron a principios de 2015, el consumo mundial se recuperó y la producción de Estados Unidos comenzó a registrar descensos mes a mes. Pero un fuerte crecimiento en la producción de la OPEP, en particular en Irak y Arabia Saudí, hizo que los precios cayeran bruscamente a finales de año.
• El promedio diferencial WTI-Brent se redujo por tercer año consecutivo, a 3,68 $ por barril.
El consumo y la producción
• El consumo mundial de petróleo creció en 1,9 millones de barriles por día (bpd), o un 1,9% – casi el doble del promedio histórico reciente (+ 1%) y significativamente más fuerte que el aumento de 1,1 millones de bpd visto en 2014.
• La solidez relativa del consumo fue impulsada por los países de la OCDE, donde el consumo aumentó en 510.000 barriles por día (+ 1,1%), en comparación con un descenso medio del 1,1% en la pasada década.
• El crecimiento fue muy por encima de los promedios históricos recientes en los EE.UU. (+ 1,6%, o 290.000 barriles por día) y la UE (+ 1,5%, o 200.000 bpd), mientras que Japón (-3,9%, o -160.000 barriles por día) registró el mayor descenso de la consumo de petróleo.
• Fuera de la OCDE, países importadores de petróleo también registraron aumentos significativos: China (+ 6,3%, o 770.000 barriles por día) una vez representó el mayor incremento de la demanda, mientras que India (+ 8,1%, o 310.000 bpd) sobrepasó a Japón como el tercer mayor consumidor de petróleo del mundo. Sin embargo, este crecimiento fue compensado por un crecimiento más débil de los productores de petróleo, por lo que la demanda de petróleo fuera de la OCDE en su conjunto (+ 2,6%, o 1,4 millones de barriles por día) ha estado por debajo de su histórico promedio reciente.
• La producción mundial de petróleo aumentó aún más rápidamente que el consumo por segundo año consecutivo, aumentando en 2,8 millones de barriles por día, o 3.2%, el mayor crecimiento desde 2004.
• La producción en Irak (750.000 bpd) y Arabia Saudí (510.000) se elevó a niveles récord, elevando la producción de la OPEP a 1,6 millones de bpd, a 38,2 millones de bpd, superando el récord anterior alcanzado en 2012.
• La producción fuera de la OPEP se redujo comparado con el crecimiento sin precedentes del año pasado, pero aún así creció en 1,3 millones de bpd. EE.UU. (+1 millones de bpd) tenía el mayor incremento de crecimiento anual del mundo y sigue siendo el mayor productor de petróleo del mundo. Por otra parte, el crecimiento de la producción en Brasil (180.000 bpd), Rusia (140.000 bpd), el Reino Unido y Canadá (110.000 barriles por día cada una) fue parcialmente compensado por disminuciones en México (-200.000 barriles por día), Yemen (-100.000 barriles por día) y en otros lugares .

Refinación y el comercio
• El procesamiento de crudo a nivel mundial aumentó en 1,8 millones de barriles por día (+ 2,3%) en 2015 – más del triple del crecimiento promediado en 10 años a pesar de la disminución en América del Sur y Central, África y Rusia.
• Los fuertes márgenes de refinado llevó a 1 millón de bpd en la OCDE, con un crecimiento en Europa (740.000 bpd), el más alto desde 1986.
• La cartera global de refinería creció sólo 450.000 bpd, el menor incremento en 23 años. Expansiones retrasadas en China, combinada con cierres en Taiwán y Australia, dieron lugar a una caída en la capacidad asiática por primera vez desde 1988.
• La utilización mundial de refinerías aumentó en 1 punto porcentual a 82,1%, el aumento más rápido en 5 años.
• El comercio mundial de petróleo crudo y productos refinados en 2015 se amplió en 3 millones de barriles por día (+ 5,2%), el mayor incremento desde 1993.
• El comercio de petróleo crudo aumentó por el crecimiento de las exportaciones de Oriente Medio (550.000 bpd), mientras que Europa y China representaron el mayor aumento de las importaciones (770.000 y 530.000 bpd, respectivamente).
• El crecimiento de las exportaciones de productos refinados fue de nuevo liderado por EE.UU. (470.000 bpd); las importaciones netas de petróleo del país cayeron a 4,8 millones de barriles por día, la más baja desde 1985.

Gas natural

El consumo y la producción
• El consumo mundial de gas natural creció un 1,7%, una aceleración significativa respecto al débil crecimiento (+ 0,6%) en 2014, pero todavía por debajo del promedio de 10 años del 2,3%. El crecimiento fue inferior a la media fuera de la OCDE (+ 1,9%, lo que representa el 53,5% del consumo mundial), pero por encima de la media en los países de la OCDE (+ 1,5%).
• Entre las economías emergentes, Irán (+ 6,2%) y China (+ 4,7%) registraron los mayores incrementos en el consumo, a pesar de que el crecimiento en China era débil en comparación con su crecimiento promedio de 10 años del 15,1%. Rusia (-5%) registró el mayor descenso gradual, seguido por Ucrania (-21.8%).
• Entre los países de la OCDE, EE.UU. (+ 3%) representó el incremento de crecimiento más grande, mientras que el consumo de la UE (+ 4,6%) se recuperó después de un gran descenso en 2014.
• A nivel mundial, el gas natural representó el 23,8% del consumo de energía primaria.
• La producción mundial de gas natural creció un 2,2%, más rápidamente que el consumo, pero por debajo de su promedio de 10 años del 2,4%. El crecimiento fue superior a la media en América del Norte, África y Asia Pacífico. EE.UU. (+ 5,4%) registró el mayor incremento de crecimiento, con aumentos significativos también en Irán (+ 5,7%) y Noruega (+ 7,7%). La producción de la UE se redujo drásticamente (-8%), con los Países Bajos (-22,8%) registrando la caída más importante del mundo. Grandes disminuciones volumétricas también se han registrado en Rusia (-1,5%) y Yemen (-71,5%).

Comercio
• El comercio mundial de gas natural se recuperó en 2015, aumentando un 3,3%.
• El suministro por gasoducto aumentó un 4%, impulsado por el crecimiento de las exportaciones netas de oleoductos de Rusia (+ 7,7%) y Noruega (+ 7%). Los mayores aumentos en volumen en las importaciones netas por gasoducto estuvieron en México (+ 44,9%) y Francia (+ 28,8%).
• El comercio mundial de GNL aumentó un 1,8%. El crecimiento de las exportaciones fue llevado por Australia (+ 25,3%) y Papúa Nueva Guinea (+ 104,8%), compensando la disminución de los envíos desde Yemen (-77,2%). Las altas importaciones netas de GNL para Europa (+ 15,9%) y el aumento de importaciones de Oriente Medio (+ 93,8%) fueron en parte compensadass por la disminución de las importaciones netas en Corea del Sur (-10.4%) y Japón (-4%).
• El comercio internacional de gas natural representó el 30,1% del consumo mundial; el reparto vía gasoducto supuso el 67,5% del comercio gasista mundial.

Otros combustibles
Carbón
• El consumo mundial de carbón se redujo en un 1,8% en 2015, muy por debajo del crecimiento anual promedio de 10 años del 2,1% y el porcentaje más alto (y en volumen) disminuyó en el conjunto de datos. La cuota del carbón en el consumo energético primario mundial se redujo a 29,2%, el porcentaje más bajo desde 2005.
• La disminución neta en el consumo de carbón fue íntegramente alcanzado por EE.UU. (-12,7%, la mayor reducción del volumen mundial) y China (-1,5%), con aumentos más modestos registrados en India (+ 4,8%) e Indonesia (15 %).
• La producción mundial de carbón se redujo un 4%, con grandes descensos en EE.UU. (-10,4%), Indonesia (-14,4%), y China (-2%).

Nuclear y la hidroeléctrica
• La producción nuclear mundial creció un 1,3%, con China (+ 28,9%), que representan todo el incremento neto. China superó a Corea del Sur para convertirse en el cuarto mayor proveedor de energía nuclear, mientras que la producción de la UE (-2,2%) cayó al nivel más bajo desde 1992.
• La energía nuclear representó el 4,4% del consumo mundial de energía primaria.
• La producción hidroeléctrica mundial creció un 1% por debajo del promedio. La generación hidráulica representó el 6,8% del consumo mundial de energía primaria.
• China registró el mayor incremento de crecimiento de la producción hidroeléctrica (+ 5%) y sigue siendo, con mucho, el mayor productor del mundo de energía hidroeléctrica.
Las energías renovables (eólica, solar y biocombustibles)
• La energía renovable como fuente energética continuó aumentando en 2015, hasta alcanzar el 2,8% del consumo energético mundial, por encima del 0,8% de hace una década.
• La energía renovable creció un 15,2% (o 213 TWh), un incremento que era más o menos igual a la totalidad del aumento en la generación de energía global. Las energías renovables representaron el 6,7% de la generación energética mundial, por encima del 2,0% de hace una década.
• China (+ 20,9%) y Alemania (+ 23,5%) registraron los mayores incrementos en las energías renovables.
• A nivel mundial, la energía eólica (+ 17,4%) sigue siendo la mayor fuente de electricidad renovable (52,2% de la generación renovable), con Alemania (+ 53,4%) registran el mayor aumento de crecimiento.
• La generación de energía solar creció un 32,6% con China superando a Alemania y EE.UU. para convertirse en generador líder en el sector de la energía solar.
• La producción mundial de biocombustibles creció un 0,9%, muy por debajo del promedio de 10 años del 14,3%.

Emisiones de carbono
• Las emisiones de CO2 debidas al consumo energético a nivel mundial aumentó en un 0,1% en el año 2015. Aparte de la recesión de 2009, esto representó la tasa de crecimiento más baja desde 1992. La caída fue impulsada por un crecimiento del consumo de energía más lento, así como un cambio en el mix energético.
• A nivel regional, el crecimiento de las emisiones ha sido inferior a la media en todas las regiones excepto en Europa y Eurasia.

Galp anuncia el inicio del trámite de autorización para la instalación y explotación de un punto de Gas Natural Vehicular (GNV) en la provincia de Madrid. La estación de servicio Jarama se encuentra ubicada en San Sebastián de los Reyes (Madrid), en la Carretera, A1, KM 26,200.

Con la inauguración del punto de suministro de Gas Natural Vehicular (GNV), que estará operativo el próximo otoño, llegarán significativas mejoras medioambientales a la provincia. La estación de servicio Jarama se convertirá en la primera estación de gestión propia de un Operador Energético con Gas Natural Vehicular (GNV).

El Gas Natural Vehicular (GNV) se encuentra actualmente en una fuerte expansión como alternativa para la movilidad en el sector del transporte. Se caracteriza por facilitar un menor consumo y por ser un combustible sostenible gracias a su reducida emisión de gases contaminantes.

Este punto de suministro será instalado con la colaboración de HAM.S.A, empresa líder y pionera en el sector del Gas Natural Vehicular (GNV).

Galp tiene pensado abrir nuevos puntos de Gas Natural Vehicular en España a lo largo de 2016. De esta manera, la compañía reafirma su compromiso con la innovación y el respeto al medio ambiente, en el marco del cumplimiento de los objetivos ambientales europeos y españoles.

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La flota pesquera gallega puede ganar competitividad y eficiencia ambiental optando por el gas natural licuado (GNL) como combustible.

El puerto de Ferrol cuenta con la ventaja de disponer de una regasificadora desde donde partirán los camiones cisterna que habrán de abastecer a los pesqueros. Esta oportunidad ha sido puesta de manifiesto por el director de Desarrollo de Reganosa (gestores de infraestructuras gasistas), Rodrigo Díaz Ibarra, en una ponencia presentada en la pasada feria de Navalia. Díaz Ibarra intervino en la jornada técnica sobre “El GNL como combustible marítimo”, celebrada en el marco de Navalia, la Feria Internacional de la Industria Naval de Vigo.

Las infraestructuras de suministro de gas natural licuado que conformen una cadena logística flexible y eficiente son fundamentales para el desarrollo del mercado, y es fundamental hacerlo en el momento actual, ya que “las decisiones de inversión que se vayan a tomar en nuevos barcos propulsados a GNL dependerán de si los armadores disponen de una garantía de suministro a un precio competitivo”, explicó el directivo de la compañía gallega.

En tal sentido relató la experiencia de la distribución de GNL a través de cisternas para la industria, donde Reganosa ocupa una posición de liderazgo europeo, con más de 7.000 cisternas cargadas en sus instalaciones del puerto ferrolano en 2015. Esos envíos tuvieron como destino 140 puntos del noroeste ibérico, donde las empresas pueden optar ahora a este combustible gracias a la existencia de una regasificadora gallega, que hace todavía más rentable el suministro por su proximidad y disponibilidad.

La implantación del GNL ha supuesto un impulso en la industria gallega, y la apuesta por este combustible por parte de la flota pesquera supondría una ventaja competitiva. Por un lado, los pescadores ganarían eficiencia económica gracias a la reducción de los costes de combustible, al contar en Galicia con la infraestructura precisa, y, por otro, eficiencia ambiental dentro de las rías, al emplear los barcos un combustible que produce menos emisiones contaminantes que los convencionales.

Al contrario que los buques de gran porte, que precisan ser abastecidos de GNL a través de otro barco de aprovisionamiento, los pesqueros podrán ser suministrados por medio de camión cisterna y en cualquier puerto de Galicia. Ello significa que a las ventajas de eficiencia económica y ambiental se suma la disponibilidad de este nuevo combustible en cualquier muelle.