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De izquierda a derecha, Jose Domínguez Abascal, Secretario de Estado de Energía, Jose Luis Rodriguez Zapatero, Presidente de España 2004-11 y Luis Alberto Aires Dupré, Presidente de BP España

BP ha presentado esta mañana en Madrid los resultados del informe Statistical Review of World Energy 2019, una de las publicaciones de referencia del sector energético, que elabora cada año la compañía.

El consumo de energía primaria en España continuó la tendencia de crecimiento iniciada en 2015, incrementándose un 1,8% respecto al año anterior. Sin embargo, el petróleo y las renovables fueron las únicas fuentes que, tras crecer en 2017, volvieron a hacerlo en 2018, con un 2,6% y un 1,7% respectivamente.

Durante 2018, se revirtió la coyuntura negativa de 2017 en que una gran sequía provocó un desplome de la producción de energía hidroeléctrica. Así, los buenos datos de precipitaciones empujaron el consumo de energía hidráulica un 87,4%, pasando a representar un 5,6% del total de energía primaria consumida, frente a solo el 3% del año anterior, que marcó un récord negativo.

El consumo de carbón, que se vio disparado el pasado año como sustituto de la energía hidroeléctrica, descendió un 17,3% en 2018. Por su parte, el gas descendió un 0,8% y la energía nuclear lo hizo un 4,3%. De este modo, el mix de consumo de energía quedó de la siguiente manera: petróleo (47,13%), gas (19,14%) y renovables (11,32%) ocuparon los primeros lugares. La energía nuclear (8,91%) adelantó al carbón (7,87%), y en último lugar se situó la energía hidráulica (5,63%).

Tras un ligero ascenso el pasado año, la generación eléctrica volvió a descender ligeramente en 2018, (-0,2%). No obstante, a pesar del notable crecimiento del peso de la energía hidroeléctrica, que representó un 12,8% del total (frente al 6,8% de 2017), el orden en el reparto no tuvo variaciones: las renovables volvieron a ser la fuente con mayor peso en el mix de generación eléctrica (25,7%), seguidas del gas natural (20,8%) y la energía nuclear (20,2%). El carbón, que aumentó su peso hasta el 16,8% el pasado año, mantuvo la cuarta posición en el mix, pero con un peso relativo notablemente menor, del 14%. Finalmente, se situaron la energía hidroeléctrica y el petróleo (5,7%).

Fruto de este mayor nivel de consumo de energías limpias las emisiones de CO2 en España se redujeron en un 1,6%, tras haber crecido el año anterior al mayor ratio en 5 años. El país se desmarca, así, de los datos negativos registrados a nivel mundial.

La transición hacia una economía de bajas emisiones avanza a través de una senda insostenible a nivel global

En el conjunto del planeta, 2018 fue un año en el que los efectos relacionados con la meteorología –aumento de la demanda de aire acondicionado y calefacción en los principales centros de demanda (EEUU, China y Rusia)– y la reversión de los movimientos cíclicos del patrón chino de crecimiento, revirtieron los avances de los años anteriores. Así, a pesar de un modesto crecimiento del PIB y del aumento de los precios de la energía, la demanda global de energía creció un 2,9%, casi el doble del promedio experimentado en la última década (1,7%). Este factor, unido al incremento del consumo de carbón, implicaron que las emisiones de CO2 crecieran un 2%. El 64% de este incremento procedió de los países fuera de la OCDE.

El incremento del consumo se observó en prácticamente todos los tipos de combustible, creciendo la mayoría de ellos con más fuerza que la media histórica. Con un 5,3% más de demanda, el gas natural supuso casi el 45% del aumento del consumo mundial de energía, impulsado por Estados Unidos. En cambio, el impulso de las renovables, del 14,5%, fue levemente menor al que se produjo el año anterior, si bien continuó siendo, con diferencia, la fuente de energía que creció más rápidamente a nivel global. La energía nuclear creció un 2,4%, con incrementos notables en China, que representó tres cuartas partes del crecimiento mundial, y la hidráulica aumentó un 3,2%, consecuencia del repunte de la producción en Europa. Finalmente, el carbón fue testigo de un nuevo repunte, el más acentuado de los últimos cinco años tanto en las tasas de consumo (1,4%) como en las de producción (4,3%).

bp_espanaLa demanda mundial de petróleo se mantuvo en un escenario de relativa estabilidad, con un aumento del 1,2% a pesar de las oscilaciones de precios ocurridas a lo largo del año. Factores geopolíticos conllevaron recortes de la producción y una caída de las reservas, que provocó que los precios aumentaron hasta alcanzar máximos históricos de 85 $/barril.

El gas natural tuvo un año de bonanza, marcado por el mayor aumento de la tasa de consumo y de producción (5%) de los últimos 30 años, lo que empujó los precios a la baja. La expansión del mercado de GNL, así como la mayor movilidad de sus exportaciones ha conducido a un mercado mundial de gas cada vez más integrado con una mayor correlación y una menor volatilidad entre los precios de las distintas regiones.

Con todo ello, el mix energético quedó configurado de la siguiente manera: el petróleo mantuvo un peso similar al del año anterior, un 33,6%, seguido del carbón (27,2%) y del gas natural (23,9%). Las energías no fósiles supusieron un 15,2% del mix, con la hidráulica representando un 6,8%, las renovables un 4% y la nuclear un 4,4%.

Por su parte, la generación mundial de electricidad aumentó un 3,7% en 2018, una de las tasas de crecimiento más elevadas de los últimos 20 años. La mayor parte del crecimiento, un 81%, procedió de las economías emergentes. No obstante, el aumento especialmente sólido de la demanda de electricidad durante 2018 se debió en gran medida a Estados Unidos, que alcanzó un récord en su cifra de crecimiento (3,7%), impulsada por la meteorología y en contraste con su tendencia a la baja de los últimos 10 años. China, responsable de un 45% del crecimiento mundial de la generación eléctrica a través de renovables, se situó a la cabeza del aumento de este tipo de energía, superando al de toda la OCDE en su conjunto.

Sorprende el hecho de que, a pesar de los esfuerzos para fomentar la sustitución del carbón por combustibles más limpios y con menores emisiones de carbono, el mix de generación eléctrica continúa plano y la contribución de los distintos combustibles al sistema eléctrico mundial sigue inamovible con respecto a sus niveles de hace 20 años. Así, las cuotas de participación entre los combustibles no fósiles (36%) y carbón (38%) en 2018, es exactamente la misma que en 1998.

En un momento en que la sociedad demanda una transición acelerada hacia un sistema energético con bajas emisiones de carbono, los datos de 2018 dibujan un panorama preocupante, con las emisiones de CO2 aumentando un 2% a nivel global. Se trata de una senda insostenible, en la que tanto la demanda de energía como las emisiones de carbono crecen a un ritmo superior al de años anteriores. Es evidente la importancia de tener en cuenta todos los tipos de energía y desarrollar una serie de tecnologías, así como trabajar en una mayor eficiencia energética que asegure volver a una senda de crecimiento sostenible.

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En estos últimos pasos de la negociación para un acuerdo final entre el Parlamento y el Consejo Europeo sobre la nueva regulación que establece los estándares de emisiones de CO2 para vehículos pesados, NGVA Europe insta a incluir una metodología para contabilizar el efecto del gas renovable en los objetivos a medio plazo de 2025.

El gas renovable es el que se captura de la descomposición de residuos domésticos e industriales y tiene un balance de CO2 igual a cero o incluso negativo.

Dado que en el transporte pesado el gas natural es la única alternativa viable a los combustibles convencionales a día de hoy, es necesario incentivar el desarrollo del gas natural para fomentar la penetración del gas renovable en la movilidad. Es fundamental que se desarrolle un mecanismo para la inclusión del gas renovable dentro de las diferentes alternativas para alcanzar los objetivos de reducción de emisiones de CO2 que establece Europa (30% en 2030). Paralelamente a la medición de las emisiones de CO2 del tubo de escape, que son necesarias como indicador de la eficiencia del vehículo y también para proporcionar información sobre el consumo de combustible, deben considerarse las emisiones asociadas a todo el ciclo del combustible. Esto es necesario para que tanto fabricantes de vehículos como productores de biocombustible mantengan las inversiones.

Es necesario definir una metodología que evalúe todas las tecnologías adecuadas

El tipo de metodología debe definirse para que sea coherente con el resto de la legislación de la Unión Europea. Lo que está claro es que, debido a los objetivos ambiciosos que debe cumplir el sector del transporte pesado, no se puede abordar una única solución y el mecanismo debe evaluar las diferentes tecnologías, tanto disponibles en la actualidad como en desarrollo.

El tiempo es crucial para el sector y retrasar la implantación de esta metodología sería una oportunidad perdida ya que una cantidad considerable de gas renovable ya está disponible y cumple con los criterios de sostenibilidad más estrictos de la Directiva Europea de Energías Renovables. En este momento, el RED proporciona apoyo para la producción, pero no hay un mecanismo para estimular su consumo y lograr liberar todo tipo de biocombustibles de la dependencia de los apoyos públicos y crear un producto gobernado por el mercado. Por lo tanto, dar cuenta de su contribución al objetivo intermedio en 2025 es la mejor opción, totalmente en línea con el despliegue de la tecnología de gas natural para el transporte pesado.

Gas natural: bajo consumo de combustible, alto rendimiento y bajas emisiones

Paralelamente, también es evidente que la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero es el resultado de una composición de esfuerzos que fusionan diferentes contribuciones relacionadas con las tecnologías de motores y vehículos. Los camiones que funcionan con gas natural tienen los consumos de combustible más bajos del mercado que mejorará con la penetración del gas renovable. Al garantizar un buen rendimiento en términos de eficiencia de combustible en combinación con los extensos intervalos de mantenimiento, los camiones de gas garantizan un buen rendimiento climático general.

Los consumidores se benefician de la infraestructura de distribución y reabastecimiento de combustible existente

Ya se ha establecido una primera red adecuada, tanto para la infraestructura de distribución como para el reabastecimiento de combustible. Dado que el gas renovable emplea la misma infraestructura de reabastecimiento que el gas natural, el desarrollo de una metodología que contabilice los efectos del gas renovable en los objetivos climáticos ayudará a mejorar la infraestructura existente y la posibilidad de movilidad con bajas emisiones de carbono que ofrece el gas natural y renovable. Además, las inversiones necesarias para desarrollar la infraestructura son viables y competitivas en comparación con otras tecnologías y, por lo tanto, no darían como resultado un aumento de los costes para el consumidor final.

En este período de transición para los sectores europeos de transporte y energía hacia el transporte con cero y bajas emisiones, el impulso para lograr reducir emisiones de CO2 deberá considerar todas las opciones razonables sin centrarse en una única alternativa. Los fabricantes deberán contar con soluciones complementarias y viables para alcanzar los ambiciosos objetivos establecidos para 2025. Esto permitirá al sector planificar e invertir en consecuencia.

En 2018 se han registrado 5.745 nuevas matriculaciones de vehículos a gas natural, lo que representa un incremento del 146% respecto al ejercicio anterior. De estas matriculaciones, 407 corresponden a autobuses de gas natural comprimido (GNC), 96 son camiones de GNC, 508 son camiones de GNL, 936 son furgonetas de GNC y 3.798 son turismos de GNC. El importante número de matriculaciones de nuevas furgonetas, autobuses y camiones consolidan el gas natural como el combustible alternativo sostenible para el transporte profesional urbano y por carretera de pasajeros y mercancías.

Este incremento ha supuesto un aumento del parque de vehículos a gas natural del 68% en el último año, hasta alcanzar las 14.216 unidades. Del total del parque, 3.407 unidades corresponden a camiones de GNC y GNL, lo que supone un incremento del 127% con respecto a 2017 de vehículos pesados a gas natural para el transporte profesional. El parque de furgonetas, turismos y autobuses se sitúa en 2.000 furgonetas, casi 7.000 turismos y 2.600 autobuses lo que supone un incremento del 93%, 150% y 20%, respectivamente, con respecto al periodo anterior.

Es importante subrayar que un total de 13.700 vehículos de gas natural han sido fabricados en España en 2018 -en las fábricas de los socios de Gasnam: Iveco, Seat y Volkswagen- de los cuales un 70% se han comercializado fuera de nuestras fronteras.

Desarrollo de infraestructura de repostaje

Actualmente España cuenta con 144 estaciones de suministro de gas natural y se prevé la apertura de 46 más. Durante 2018 se han abierto 19 estaciones, 13 para uso público y 6 privadas.

TRANSPORTE MARÍTIMO

Crecimiento de la flota de buques a GNL

La flota de buques propulsados con GNL ha crecido a nivel mundial: de 118 buques en 2017 a 143 en 2018. Hay 135 más en cartera y otros 135 están listos para funcionar con GNL.
Los buques a GNL que se encuentran en cartera abarcan gran variedad de tipos, incluidos: petroleros, cruceros, portacontenedores, Ro-Ro y VLOC.

En nuestro país, es necesario subrayar la apuesta estratégica de Bàlearia. La compañía, socia de Gasnam, plantea tener en los próximos tres años, como mínimo, la mitad de su flota de ferris navegando con esta energía limpia. A tal fin, ha comenzado en 2018 la remotorización de seis de sus buques que se sumarán a los tres propulsados a GNL que están construyendo en la actualidad: dos smart ships (el primero de ellos, Hypatia de Alejandría, lo recibirán esta misma semana) y el primer buque de alta velocidad para pasajeros y carga propulsado a GNL del mundo que se construirá en el astillero de Armón.

En este proyecto han colaborado estrechamente varios socios de Gasnam como Cotenaval, encargado del proyecto de ingeniería, Wärtsila, encargada de la fabricación de motores y tecnologías de propulsión y Bureau Veritas como sociedad de clasificación.

Hay que destacar que el GNL es el único combustible alternativo a los derivados del petróleo que permite cumplir con el límite de contenido de azufre del combustible marino establecido por la Organización Marítima Internacional, que será del 0,5% a partir de 2020.

Desarrollo de infraestructura de bunkering de GNL

Durante 2018 se han llevado a cabo numerosos proyectos para mejorar la infraestructura de bunkering de GNL (suministro de combustible a buques) en las terminales españolas. Las plantas de regasificación de Barcelona y Bilbao ya cuentan con pantalanes adaptados para hacer operaciones de bunkering pipe-to-ship (de la terminal al buque). Asimismo, Cartagena y Murgados están llevando a cabo las adaptaciones y Huelva y Sagunto comenzarán con ellas en el marco del proyecto CORE LNGas Hive2.
Este año se han realizado 60 operaciones de bunkering en España, de las cuales 58 han sido truck-to-ship (desde camión cisterna al buque) y otras dos Ship-to-Ship (de barco a barco) de un total de 4.617 m3.

La infraestructura de bunkering de GNL se completa con dos gabarras de suministro: el buque Oizmendi y el Bunker Breeze (GNL ready).

Desde Gasnam valoran positivamente el compromiso del Gobierno con la mejora de la sostenibilidad del transporte y agradecen la posibilidad de realizar comentarios al proyecto de Real Decreto por el que se regula la concesión directa de ayudas para la adquisición de vehículos de energías alternativas en 2019 (Plan MOVEA 2019).

Les complace ver que en el texto de la consulta no existe discriminación a ninguna de las energías alternativas dado que los estudios internacionales demuestran que la neutralidad tecnológica ha emergido como una buena práctica en países de todo el mundo (vid. el informe Electric Mobility & Development, realizado en diciembre de 2018 por el Banco Mundial y la Unión Internacional del Transporte Público) sin necesidad de prescribir el desarrollo de la movilidad eléctrica como única solución para la reducción de emisiones en el sector transportes y dejando pie a que el diseño de los programas de ayudas directas permitan el uso de una amplia gama de tecnologías cuyo resultado final se traduzca en el cumplimiento de los objetivos previstos.

Por qué se debe incentivar el uso del gas natural en la movilidad:

1. El gas renovable es un aliado clave para la descarbonización del transporte

El gas natural vehicular reduce hasta casi cero las emisiones contaminantes que afectan a la salud: elimina las emisiones de azufre y partículas y un 85% las emisiones de NOx.

El gas natural, al igual que la energía eléctrica puede ser de origen renovable. El gas que se captura de la descomposición de residuos orgánicos y lodos de depuradora es totalmente compatible con el gas natural convencional, de modo que cuando se emplea en un vehículo el balance de CO2 es igual a cero o incluso negativo. Según un estudio de NGVA Europe, al combinar gas natural con solo un 30% de gas renovable, las emisiones de GEI se reducen en un 45% en comparación con los combustibles derivados del petróleo.

El uso del gas renovable en la movilidad ya está implantado en Europa, con más de 500 plantas de gas renovable que inyectan en red y en países como Suecia, el 78% del gas renovable producido se utiliza para el transporte y en Holanda, el 50%.

Por tanto, todas las ayudas destinadas a impulsar el gas natural en la movilidad y el desarrollo de la red de gasineras suponen un incentivo para la transición energética hacia el gas renovable, y la llave para lograr los ambiciosos objetivos de descarbonización establecidos por Europa, y los objetivos de la Directiva Europea de Energías Renovables, que establece una cuota del 14% de energía renovable para el transporte en 2030, de la cual un 3,5% debe ser gas renovable.

2. Es la única alternativa limpia para el transporte pesado por carretera y marítimo

El gas natural cuenta con tecnología madura y disponible en toda la gama de producto, desde el vehículo ligero al vehículo pesado o al buque, sin perder prestaciones ni autonomía.

El vehículo pesado y los buques, no cuentan con una alternativa eléctrica. Para sustituir 100 litros de Diesel sería necesario emplear 3,5 toneladas de baterías de litio, lo que haría imposible la operativa de este tipo de transporte. En este sentido, atendiendo a la reciente regulación europea, la única opción tecnológicamente madura para que el transporte pesado logre reducir un 30% las emisiones de emisiones de CO2 en el año 2030 es el uso de gas natural y la incorporación progresiva del gas renovable.

3. Es el combustible limpio más adecuado para uso profesional urbano

El gas natural es un combustible óptimo para el uso de los profesionales en el entorno urbano, con una utilización muy intensiva que hace que se desplace una mayor cantidad de combustible convencional, lo que se traduce en un beneficio para la calidad del aire y la descarbonización superior al resto de tecnologías.

En relación con el Taxi, el VTC, o la distribución urbana de última milla, este combustible no supone pérdida de competitividad para un sector que requiere grandes autonomías, repostar de manera rápida y sin las penalizaciones en la carga útil que implican las baterías. Por todo ello, solicitamos:

  • 1. Que el Plan MOVEA 2019 no prescriba una única tecnología como elección para reducir emisiones en el transporte de modo que todos los tipos de vehículos propulsados por gas natural puedan optar a estas ayudas y en especial aquellos destinados al transporte profesional que apuesten por el transporte sostenible sin que ello conlleve una pérdida de competitividad
  • 2. Incentivar el desarrollo de la infraestructura de gas natural para facilitar la progresiva incorporación del gas renovable en el transporte y alcanzar los ambiciosos objetivos de descarbonización en todo tipo de vehículos y especialmente en aquellos que no cuentan con alternativa eléctrica, como es el caso del transporte pesado por carretera y el marítimo.
  • 3. No contemplar exclusivamente las emisiones en tubo de escape, sino una visión Well to Wheel (del pozo a la rueda) que valore el origen del combustible para hacer comparaciones en condiciones equitativas.
  • 4. Hacer un análisis coste – beneficio definiendo de este modo la mayor reducción posible en términos de emisiones en base al presupuesto liberado en el Plan.

    Fuente: Gasnam

  • 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.

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    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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