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Carlo Gavazzi lanza dos gateways, SIU-MBC y SIU-MBM, para aplicaciones de eficiencia energética y asignación de costes en medición principal (gas, electricidad, agua y calefacción).

La combinación del SIU-MBM (convertidor de MBUS a MODBUS/TCP) y nuestra plataforma UWP3.0 proporciona a los usuarios un sistema capaz de supervisar las redes de medidores y sensores de M-Bus, M-Bus inalámbrico y MODBUS al mismo tiempo, para visualización de registro de datos local o comunicación remota.

Al utilizar el SIU-MBC (contador de pulsos) las entradas de pulsos de los medidores principales de interiores o exteriores se convierten fácilmente en totalizadores M-Bus inalámbricos para una supervisión sin errores.

Nuestro software UCS (software de configuración universal) gratuito permite configurar fácilmente el sistema en funcionamiento, lo que reduce los costes de instalación.

Gracias a esta solución, es posible integrar cualquier red M-Bus y M-Bus inalámbrica, manteniendo todos los beneficios que ofrece nuestro sistema UWP 3.0 y gestionar una amplia gama de escenarios.

Características técnicas principales:

SIU-MBM (SIU-MBM-01 / SIU-MBM-02
•Entrada M-Bus, hasta 20 medidores/sensores.
•Entrada M-Bus inalámbrico (solo SIUMBM-02) hasta 32 medidores/sensores
•Salida MODBUS/TCP
•Alimentación: 24VCC
•Montaje en carril DIN (4 módulos DIN)
•Configuración por software UCS (compatible con UWP 3.0)

SIU-MBC
•2 entradas de contador de pulsos
•Comunicación M-Bus inalámbrico (compatible con SIUMBM-02)
•Alimentado por batería (12 años de funcionamiento)
•IP67 (para instalación en exterior)

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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.

La Fundación Renovables considera que el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo está obstaculizando la política en favor de la descarbonización que propugna Teresa Ribera desde el Ministerio de Transición Ecológica y exige al Presidente Pedro Sánchez coherencia en sus planteamientos. En este sentido, la Fundación Renovables considera inaceptable que el proyecto de Real Decreto del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo que regula las ayudas para la adquisición de vehículos de “energías alternativas” (PLAN MOVEA) -actualmente en proceso de consulta pública- incluya a aquellos que se mueven con gas.

Esta medida no se corresponde con la lucha contra el cambio climático a la que se ha comprometido el propio Presidente del Gobierno en distintos escenarios internacionales como su reciente intervención en la sesión plenaria de la Cumbre del Clima de Katowice (Polonia) o el Foro de la Paz en París de noviembre. El gas no es la solución. Es necesario eliminar cualquier tipo de incentivo para los combustibles fósiles, incluido el gas, especialmente en los casos en que haya una alternativa con electricidad, como ocurre con los vehículos, así como acelerar la transición del sector eléctrico hacia un sistema 100% renovable.

Rechazamos rotundamente que las ayudas para la adquisición de vehículos de “energías alternativas” subvencionen la compra de motores de combustión con gas natural licuado (GNL), gas licuado del petróleo (GLP) y gas natural comprimido (GNC). La sostenibilidad futura pasa por la implantación del vehículo eléctrico, mayoritariamente de uso compartido, como uno de los objetivos prioritarios.

Por eso, apostamos por la conversión paulatina de un parque de vehículos compuesto hoy en día por automóviles con motores de combustión de combustibles fósiles (coches, autobuses, furgonetas, vehículos de servicios, motos, …) en otro de vehículos que funcionen al 100% con electricidad y tengan capacidad de intercambio activo con la red de suministro.

Se trata de llevar a cabo una electrificación paulatina, en paralelo a una mayor presencia de renovables en el mix de generación (de cara a alcanzar el 100% no más tarde de 2040). En nuestro informe “Hacia una Transición Energética Justa” proponemos los siguientes objetivos de implantación del vehículo eléctrico:

• 30% del parque y 60% de cuota de vehículo nuevo en 2030.
• 70% del parque y 100% de cuota de vehículo nuevo en 2040.
• 100% del parque en 2050.

En cualquier caso, insistimos en que la transición en movilidad no solo debe versar en torno al cambio de modelo de vehículos, sino también en una concepción de la movilidad bajo un criterio compartido y de servicio público. Es necesario, por tanto, minimizar las necesidades de transporte por servicios de cercanía, con prácticas de mínimo consumo.

El ‘Día de la Bioenergía en España’ volvió a celebrarse este año el 3 de diciembre, fecha que coincidió con el inicio del periodo a partir del cual la biomasa puede satisfacer toda la demanda energética del país hasta final de año. Por lo tanto, España se mantiene en los 28 días de autoabastecimiento energético solo con biomasa, similar al año anterior, por lo que cae al puesto 25 del ranking europeo, ahora también por detrás de Grecia y Bélgica, según las estadísticas de Bioenergy Europe.

El presidente de Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa (Avebiom), Javier Díaz, ha valorado negativamente este dato, ya que representa un avance de solo 0,9 días, lejos de los cuatro que han avanzado otros países europeos con similar potencial o menor. “España debería haber avanzado más, pero la falta de un decidido apoyo por parte de las administraciones ha frenado la progresión”.

Díaz ha reclamado al Gobierno de España que “tome medidas urgentes si quiere cumplir con los objetivos europeos para reducir la dependencia de las energías fósiles, altamente contaminantes, que desequilibran enormemente nuestra balanza de pagos nacional al no ser recursos endógenos como sí es la biomasa”.

Como es sabido, la Unión Europea ha fijado el objetivo de reducir un 80% las emisiones de gases de efecto invernadero en 2050, respecto a los niveles de 1990, y ha aprobado recientemente el incremento de la aportación de las energía renovables en el mix energético hasta un 32%.

El presidente de Avebiom, que ha reconocido las expectativas suscitadas por el nuevo Gobierno y la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética, ha recordado que la realidad es que “España pierde posiciones en Europa, cuando contamos con un gran potencial de recursos infrautilizados que, si se aprovecharan, el ‘Día de la Bioenergía en España’ se adelantaría al 25 de noviembre, una fecha muy próxima a la de la media europea (19 noviembre)”.

En España se aprovecha el 41% del crecimiento anual del stock de madera, porcentaje muy bajo si lo comparamos a la media europea (73%). “Se está produciendo una acumulación de madera en nuestros bosque que no solo frena el crecimiento potencial del sector, sino que además supone un alto riesgo de incendio cada verano”.

Y además de la madera, ha recordado Díaz, “España es rica en otros recursos, como son los provenientes de la agricultura (podas de olivo y de frutal o sarmientos), que no aprovechan prácticamente para usos bioenergéticos, ya que se queman como rastrojos generando emisiones sin control”.

Según datos del proyecto Biomasud Plus, España podría disponer de 625.600 toneladas equivalentes de petróleo (TEPs) procedentes de las podas de olivo, así como de 290.200 TEPs de sarmientos. Y además, podría contar con las 516.000 TEPs anuales procedentes de matorrales gestionados de forma sostenible, según información del proyecto Enerbiocrub y datos del MAPAMA.

Estos datos, según el presidente de Avebiom, ponen de manifiesto el “papel fundamental” que tiene la biomasa en la transición hacia la energía renovable. “La bioenergía es la fuente de las renovables más importante en Europa, ya que representa el 63% del total consumido, por delante ya del gas y del carbón, convirtiéndose en la primera fuente de energía autóctona”.

En este sentido, Díaz ha insistido en reclamar al Gobierno que promueva “el papel de la bioenergía como uno de los principales motores que nos permitan alcanzar los objetivos de la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética”.

Y en el caso de la generación eléctrica, dijo finalmente, “sería importante que se convocaran nuevas subastas, con el fin de que se pueda mantener la base de generación gestionable con esta tecnología cuando se vayan cerrando las térmicas de carbón, los ciclos combinados y las nucleares”.

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El gas renovable necesita apoyo para poder aportar todo su potencial de contribución a la descarbonización y a la consecución de los objetivos de participación de energías renovables. Para ello, es imprescindible definir medidas para 2030 y 2050 que permitan crear un ecosistema adecuado para desarrollar el gas renovable, incentivar su producción, movilizar los recursos financieros necesarios y facilitar la obtención de objetivos de producción.

Con el objetivo de ahondar en la descarbonización, también el futuro Plan Nacional de Energía y Clima 2030-2050 debería reforzar en la matriz energética el papel del gas renovable como sumidero de CO2 y parte de la economía circular, e incluir su condición relevante de almacén de excedente de energía eléctrica de origen renovable, a través de las infraestructuras del sector gasista. Lo que permite un almacenamiento a todos los horizontes temporales: a corto, medio y largo plazo.

El gas renovable necesita una política de Estado nacional

A diferencia de otros países de la UE (Alemania, Francia, Suecia), el gas renovable aún está en un estado incipiente en España. Por ello, desarrollar el gas renovable requiere fijar una política de estado que establezca unos objetivos coherentes con Europa acompañada por un marco regulatorio apropiado para facilitar su consecución, del mismo modo que ha ocurrido con la energía eléctrica renovable.

Entre las aspectos a definir se encuentran: la regulación para poder inyectar el biometano en redes de transporte y distribución, alineando la calidad al máximo con el estándar europeo; el desarrollo e investigación tecnológica a través de apoyos financieros desde la administración; y la potenciación de aspectos fiscales y mecanismos de ayuda, entre los que se encuentran los Certificados de Garantía de Origen Verde (CdO).

El gas renovable tiene un gran potencial en España

El biometano es un gas renovable que se obtiene a partir de residuos y biomasa y que, una vez tratado, tiene las mismas cualidades que el gas natural y es directamente inyectable en la red de gasoductos o apto para ser utilizado como carburante en automoción. Solo el potencial del biometano puede alcanzar un 64% de la demanda actual de gas natural doméstico/comercial. Si ya tenemos en cuenta el potencial total, que incluye el hidrógeno renovable y gas renovable, puede llegar a representar el 66% de la demanda total del gas en 2017.

En cuanto a la actividad económica generada por el biometano tiene un alto potencial de desarrollo tecnológico a nivel nacional así como un crecimiento muy significativo en el medio plazo, según los datos de un estudio técnico realizado por Sedigas junto con la consultoría Creara. La aportación del sector al PIB asciende a 472€ M€/año en 2030 con una tasa de crecimiento del 45,2%.

Acorde a este mismo informe, la actividad del biometano podría crear un empleo total en 2030 de entre 15.000 y 25.000 empleos, entre los que se encuentran tanto empleos directos como indirectos; estos últimos producidos por el efecto arrastre de la tecnología al sector servicios.

Además, el biometano es clave en la lucha contra el cambio climático. Por cada bcm de biometano recuperado de la biodegradación de la materia orgánica e inyectado en la red se evitaría la emisión a la atmósfera de unas 20 Mt de CO2eq que equivaldrían al 33% del objetivo de reducción de CO2 de los sectores difusos.

El gas renovable en movilidad

El gas es una solución limpia, eficiente y segura para lograr un sistema de transporte sostenible, también en movilidad urbana.
El biometano es un combustible renovable que puede inyectarse directamente en la red de gasoductos y darle una aplicación de combustible vehicular. Es un combustible disponible, tal y como demuestra el Estudio Infrastructure 2050 de la UE, que reconoce que existe un potencial para que diferentes gases renovables provean una parte significativa de la movilidad Europea del futuro.

De esta manera, es imprescindible que el marco regulatorio español reconozca el papel de las renovables no eléctricas, y concretamente del gas renovable, cara a la consecución de los objetivos de descarbonización.

La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha publicado los informes correspondientes a la novena liquidación provisional de 2018 (mes de septiembre) del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural. (Acceso a los informes al final de la nota de prensa). (Para conocer en qué consiste el régimen de liquidaciones del sector energético que gestiona la CNMC, consulta CNMCBlog).

Sector eléctrico

El desajuste provisional de ingresos registrado en la novena liquidación de 2018 fue de 1554,9 millones de euros, 680,2 millones de euros menos de lo previsto para esta liquidación. Esta reducción se debe, fundamentalmente, a la menor retribución adicional y específica de los Sistemas no peninsulares (-393,9 M€) y de la actividad de la distribución (-220,9 M€).

Por otra parte, la demanda en consumo registrada en esta novena liquidación (167.541 GWh) es un 1,6% superior al valor promedio observado en años anteriores.

Esta demanda en consumo declarada en esta novena liquidación representaría el 69,4% de la demanda prevista para el ejercicio 2018, valor superior al promedio registrado en el histórico de las liquidaciones de los ejercicios 2015 a 2017 (68,2%).

Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, conforme al artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico que ha dado como resultado un Coeficiente de Cobertura[1] del 85,83% y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación.

Energías renovables

Se han liquidado 63.622 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en el ejercicio 2018 (desde el 1 de enero hasta el 30 de septiembre de 2018), asciende a 5.414,5 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente)

Como consecuencia de los citados desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el mencionado Coeficiente de Cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 614,026 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente).

La liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado asciende a 55,211 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. En la fecha de cierre de la liquidación 9/2018 se habían recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la Liquidación 9/2018 asciende a 6,177 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente.

Sector gasista

El total de ingresos liquidables declarados por las empresas al sistema liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ha sido de 2.012 millones de euros. Esta cantidad es un 5,8% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior debido al incremento de los ingresos por peaje de transporte-distribución.

Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la Orden ETU/1283/2017 por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del AS Castor afectada por la Sentencia del TC nº 152/2017. En esta novena liquidación del ejercicio, la retribución total acreditada a las empresas es de 2.122 millones de euros, que es un 0,3% superior a la del año anterior

El déficit en términos de caja fue de 326 millones de euros frente a un déficit de 396 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 17,8%. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación se ha calculado un índice de cobertura del 84,7% de la retribución acreditada.

La demanda nacional de gas en 2018 facturada hasta el 30 de septiembre ha sido de 227,1 TWh incluida carga de cisternas desde plantas (7,8TWh). Esta cantidad es 6,6TWh superior a la del mismo periodo de 2017, lo que supone un incremento del 3,0%.

Por otra parte, el número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 30 de septiembre de 2018 ha ascendido a 7,88 millones, con un aumento interanual de 103.366 consumidores (+1,3%), de los que 1,59 millones se suministran con tarifa de último recurso.

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GasINDUSTRIAL presentó el día 21 el informe-encuesta “Consumo Industrial de Gas en España, 2018”, en el que se analiza el papel de la industria en el sistema gasista, la importancia clave del gas para la industria española, cómo es el consumo industrial de gas y cómo lo contratan los industriales, y finalmente se apuntan los cambios necesarios que necesita la industria para que el gas sea competitivo.

En la presentación del informe, Javier Esteban, presidente de GasINDUSTRIAL mostró la inquietud de los industriales españoles ante esta preocupante realidad y explicó qué cambios son necesarios para que nuestra industria pueda contar con un gas competitivo que permita desarrollar la actividad, continuar exportando y que aleje el fantasma de la deslocalización del tejido industrial español:

Para el presidente de GasINDUSTRIAL, la principal necesidad es la reducción de los costes regulados, disminuyendo la retribución a las actividades reguladas de transporte, regasificación, almacenamiento y distribución, eliminando costes ajenos a los servicios; fomentando el incremento de demanda para reducir costes unitarios del sistema; redefiniendo las tarifas de peajes haciendo más justas las industriales, e incrementando la eficiencia de los peajes con mayor desagregación, sin costes repetitivos y con reducción de los peajes internacionales y los costes de acceso de gas al sistema.

En segundo lugar, es necesario lograr un menor coste del precio de mercado y eso se lograría reduciendo las barreras que limitan la entrada de gas en el país, apoyando la creación de infraestructuras de conexión con Europa, el hub de GNL y mercado agregado de plantas de regasificación, y simplificando la normativa de acceso a almacenamientos, gasoductos y redes de distribución. Además de reducir costes de avales y una simplificación administrativa. También es necesario hacer eficientes los almacenamientos subterráneos, hacer viable la figura de “Consumidor Directo en Mercado”, ampliar el plazo de MibGas físico a dos años y desarrollar mercados financieros de futuros a medio y largo plazo.

Javier Esteban finalizó con la propuesta de dos medidas más: reducción de cargas fiscales al gas para consumo industrial y atención a la industria en la descarbonización de la energía, tratando de que este proceso no perjudique a los consumidores industriales.

A continuación, Verónica Rivière, directora general de GasINDUSTRIAL, presentó el Informe junto a Ernest Valls, de Energía Local, consultora energética que ha realizado la encuesta a industriales y realizado el estudio.

RESUMEN EJECUTIVO DEL INFORME “CONSUMO INDUSTRIAL DE GAS EN ESPAÑA 2018”

•Qué supone la industria para el sistema gasista

La industria, base del sistema gasista, supone el 60% del consumo nacional de gas.

El gas –con peso similar a la electricidad- es su principal fuente de energía. Más de 4.700 millones de euros al año, la factura de gas de la industria española.

La industria química, cerámica, de alimentación, siderúrgica y papelera son los principales sectores grandes consumidores de gas.

Dos comercializadoras Gas Natural Fenosa (41%) y Endesa (16%) suman casi el 60% de la cuota de mercado y lideran el suministro de gas a la industria española. Y la desigualdad en el suministro es aún más marcada en número de clientes por comercializadora.

El gas que consume la industria española proviene fundamentalmente de Argelia (48%), Nigeria (13%), Qatar (10%) y Perú (10%). El 53% de ese gas llega por GN y 47% por GNL.

La industria española paga más por el gas que consume que cualquiera de sus competidoras europeas.

Qué supone el gas para la industria española

Las industrias consumidoras consideran el gas estratégico para su negocio. Para 6 de cada 10 industrias, el gas supone más del 60% del total de su coste energético y su coste es mayor que el de la electricidad, CO2 o fuel, de manera que cualquier bajada o subida en su precio conlleva un fuerte impacto en la competitividad de los industriales españoles.

El precio del gas es determinante para su competitividad: más del 50% de estas empresas exportan más del 40% de su producción.

La mitad del gas consumido industrialmente se destina a cogeneración de alta eficiencia, porque —según afirman los encuestados- es la tecnología más eficiente para producir simultáneamente calor y electricidad.

El precio del gas es un freno al desarrollo industrial. Más de la mitad de los industriales encuestados afirman que aumentarían su consumo si el precio fuera más competitivo, incrementando su actividad y el desarrollo industrial.

•Cómo es el consumo industrial del gas

El 94% de los consumidores industriales mantiene un consumo firme y estable, aportando eficiencia al sistema de transporte y distribución. El 83% optan por contratos anuales, según se recoge en la encuesta.

Los índices gas to gas se van incorporando a las fórmulas de aprovisionamiento. Más del 50% de los industriales ya compran indexados a algún mercado de gas, lo que demuestra el aumento de liquidez y la mayor facilidad de acceso a los mercados.

Los industriales se decantan por la estabilidad de los mercados de gas frente a la volatilidad del petróleo, a la vez que evitan el tipo de cambio: 1 de 5 utiliza el índice MibGas en su fórmula de aprovisionamiento.

La mitad de los consumidores industriales tiene una parte del volumen a precio fijo. El 61% tiene cláusulas de take or pay, lo que les obliga a anticipar sus consumos. Solo el 44% se protege de la volatilidad del mercado con herramientas de gestión de riesgos.

Un 22%de los industriales tiene su coste de gas 100% a mercado. Prácticamente 1 de cada 5 soporta el 100% de exposición de riesgo del mercado en su compra de gas. Ni utilizan herramientas de gestión de riesgo ni tienen en sus contratos un precio fijo.

Solo un tercio de los consumidores industriales tienen forma de pago a un mes más un día o superior. El gas es una parte considerable de la factura energética de los industriales: 2 de cada 3 han de hacerle frente en menos de 30 días, lo que implica una considerable exigencia financiera.

El 73% de los industriales de filiales españolas de multinacionales afirman pagar más por el gas que sus homólogas en otros países, lo que les coloca en una clara situación de desventaja competitiva —incluso con las empresas de su propio grupo— para vender en mercados globales.

Los altos costes del gas en España ponen a las filiales españolas en desventaja incluso dentro de su misma organización. Empresas hermanas producen lo mismo en otros países con un precio de la molécula y peajes muy inferiores.

•Cómo contratan los industriales el gas

La compra de gas es una función estratégica para los industriales, que se gestiona al máximo nivel de decisión de la compañía, prioritariamente en la dirección financiera, seguido de producción, dirección general, energía y compras.

Son 9 de cada 10 empresas las que piden ofertas a comercializadoras no dominantes, pero solo la mitad las han contratado alguna vez.

El consumidor industrial es un cliente fiel, conservador en su vinculación al comercializador: solo 1 de cada 3 cambia de comercializador antes de tres años y todos los encuestados coinciden en que el proceso de cambiar de comercializador es sencillo, lo que ofrece mayor flexibilidad a la hora de buscar el que mejor se adapte a las necesidades de cada consumidor.

Precio, forma de pago y flexibilidad son los aspectos que los encuestados más valoran en un comercializador. En la elección prima lo económico, por encima del conocimiento del mercado.

Un tercio afirma que los nuevos contratos tienen más requisitos financieros y menos flexibilidad en el consumo. La entrada de nuevos actores —más pequeños y con menos capacidad de maniobra pero con precios competitivos— puede estar en este aumento de exigencias.

A pesar de que la mayoría tiene un consumo estable a lo largo del año, con peajes más competitivos y para optimizar y ajustar estos a su curva real de consumo, el 78% de los industriales contratarían productos de capacidad inferior al año.

Pese a que solo un 22% desearía modificar su forma de aprovisionamiento de gas, la mayoría preferirían un índice gas-to-gas y contratos de más de un año.

El 97% de los encuestados valora positivamente MibGas, pero un tercio no conoce los productos que ofrece. Acudir directamente a MibGas —hacerse agente del mercado— no está encima de la mesa de los industriales. Solo el 17% ha valorado y descartado ser consumidor directo por considerar que no está en su core business.

•4 Propuestas para lograr un gas competitivo para la industria española

1.Reducción de los costes regulados

2.Menor coste precio de mercado

3.Reducción de cargas fiscales al gas para consumo industrial

4.Atención a la industria en la descarbonización de la energía, tratando de que este proceso no perjudique a los consumidores industriales

El pasado 14 de noviembre el Parlamento Europeo votó a favor de una nueva regulación para establecer los estándares de emisión de CO2 de los vehículos pesados. El pleno decidió que la Comisión Europea desarrolle una metodología para 2020 que incluya el efecto de reducción de emisiones de CO2 que proporciona la utilización de gas renovable como combustible en el cálculo del promedio de emisiones de las flotas de vehículos pesados.

Gasnam y NGVA Europe celebran el resultado de la votación que complementará el enfoque actual en el que únicamente se valoran las emisiones en el tubo de escape sin tener en cuenta el origen del combustible.

El gas renovable procedente de la descomposición anaeróbica de estiércol permite una reducción de emisiones de CO2 del 182%. Esto es posible gracias al aprovechamiento del metano que los residuos emitirían a la atmósfera. Además, según un estudio publicado recientemente por NGVA Europe al combinar gas natural con solo un 20% de gas renovable, las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) se reducen en un 40% en comparación con los combustibles derivados del petróleo. Si utilizamos un 80% de gas renovable, se neutralizan las emisiones.

El gas renovable como combustible ya cuenta con un uso estandarizado en Europa: su disponibilidad y parque de vehículos están creciendo rápidamente. Por tanto, el reconocimiento del gas renovable es un paso importante para el sector del transporte que avanza hacia un futuro sin emisiones de carbono.

En el segmento industrial, el nuevo centro presentará servicios de ABB AbilityTM que complementan las tecnologías de ABB para la automatización de terminales de distribución de hidrocarburos. Estas tecnologías están instaladas actualmente en más de 45 terminales de distribución en España, permitiendo a clientes de la industria del petróleo y gas controlar por completo el movimiento diario de hasta 4.500 camiones o 125 millones de litros de productos de hidrocarburos, y mejorando la seguridad de todo el proceso, desde la identificación y el acceso de los conductores de camiones a los terminales de distribución hasta el llenado preciso de los camiones con la combinación de productos demandada por cada cliente final, permitiendo así mayor flexibilidad en el servicio de nuestros clientes a sus mercados. Todo este proceso será respaldado desde el nuevo centro mediante acuerdos de monitorización remota que permitirán a nuestros expertos colaborar estrechamente con nuestros clientes en tareas como la monitorización y la mejora constante del rendimiento del sistema de automatización, analizar datos para el mantenimiento predictivo de los activos o supervisar una gestión de alarmas que mejore la fiabilidad de los procesos.

También en el segmento industrial, esta vez para el sector de alimentación y bebidas, se presentará el valor añadido de los servicios de ABB AbilityTM mediante la asistencia técnica remota para Neptuno, el sistema de automatización de regadíos de ABB. Gracias a esta tecnología, ABB ha automatizado el riego de cultivos en el sur y el oeste de España, con un tamaño total equivalente a más de 30.000 campos de fútbol. Esta tecnología de automatización permite a los agricultores gestionar fácilmente el riego de sus cultivos de forma remota (por ordenador, tablet o incluso con un smartphone), controlando la cantidad precisa de agua necesaria y ahorrando tiempo y energía al evitar las tareas de riego manual. Los expertos de ABB colaborarán con los agricultores desde el nuevo centro de servicios, proporcionando asistencia técnica remota y mejorando la productividad de sus cultivos. Para ello, analizarán los datos procedentes del sistema Neptuno y propondrán ajustes en tiempo real para beneficiarse, por ejemplo, de las condiciones climatológicas.

En cuanto a las empresas de servicios públicos, desde el nuevo centro se mostrará cómo ABB puede analizar datos de plantas solares monitorizados de forma remota por expertos de ABB, planificar servicios predictivos o reactivos sobre el terreno que contribuyan a la ampliación del ciclo de vida de los activos y mantener un alto rendimiento en estas plantas. También se mostrará cómo ABB puede monitorizar de forma remota distintos parámetros en los transformadores de potencia para evitar interrupciones imprevistas y planificar las tareas de mantenimiento de forma más eficaz, mejorando así la fiabilidad de la red eléctrica.

En lo que respecta a los edificios y las infraestructuras, los clientes que visiten el nuevo centro verán cómo podemos extraer datos de nuestras soluciones de monitorización de eficiencia energética paraidentificar áreas de mejora para ahorrar energía.

“El Centro ABB de Servicios Avanzados probará a los clientes que la digitalización no es cosa del futuro sino del presente. Nuestro objetivo es ayudarles a impulsar el progreso de esta nueva era”, afirmó Juan Bachiller, Director general de Ventas de ABB en España.

En el nuevo proyecto MethQuest, financiado por el Ministerio de Asuntos Económicos y Energía de Alemania (BMWi), se desarrollarán tecnologías que respaldarán la transición energética de Alemania utilizando combustibles a base de metano provenientes de fuentes renovables. El enfoque también será el acoplamiento sectorial, es decir, la conexión de los sectores energético y transporte.

Un total de 27 socios científicos, industriales y comerciales colaborarán en el trabajo de investigación y desarrollo durante un período de tres años en seis proyectos conjuntos. El coordinador del Gobierno Federal para la industria marítima, Norbert Brackmann, dio el visto bueno en la reunión inicial celebrada el 14 de septiembre en Friedrichshafen. La responsabilidad de la coordinación del proyecto principal conjunto ha sido asignada a Rolls-Royce Power Systems y al Centro de Investigación DVGW en el Engler-Bunte-Institute (EBI) del Instituto de Tecnología de Karlsruhe (KIT).

En el proyecto MethQuest, se desarrollarán y analizarán tecnologías que permitirán que los combustibles a base de metano provenientes de fuentes renovables se usen en aplicaciones móviles y estacionarias y posteriormente se lancen al mercado. Si bien el uso del gas está muy extendido, especialmente para fines de calefacción, su potencial para el transporte de pasajeros, mercancías y marítimo apenas se ha desarrollado hasta la fecha. Su uso en plantas de cogeneración para proporcionar un medio flexible de generación de calor y energía también se ha estancado durante muchos años, a pesar del hecho de que las plantas de cogeneración se consideran un elemento clave de la transición energética.

Tomando el Puerto de Karlsruhe como caso de estudio, se examinarán y simularán las interfaces y sinergias del acoplamiento sectorial. Específicamente, el propósito del estudio es determinar cómo se puede producir localmente según se requiera: electricidad, gas y calor; y suministrarse a los usuarios finales. Estos incluirán la infraestructura local del puerto, además de la flota de autobuses de la ciudad y las barcazas. También se considerarán posibilidades de almacenamiento que permitirían operar la red local de manera independiente.

Como explicó Norbert Brackmann: “Para una transición energética exitosa, es absolutamente esencial que los sectores de energía y transporte estén acoplados y considerados en su conjunto. Al mismo tiempo, los combustibles a base de metano producidos utilizando energía eléctrica que se genera a partir de fuentes renovables (“power-to-gas”) serán un factor importante. Permitirán que las emisiones de gases de efecto invernadero se reduzcan significativamente, lo que ayudará a lograr nuestros objetivos de protección climática. El mayor desarrollo de tecnologías que harán posible el uso eficiente de energía de estos combustibles es una parte integral del proyecto principal de MethQuest“.

El proyecto tiene un valor total de 32 M€, con financiación aportada por el Ministerio de Asuntos Económicos y Energía (BMWi) por un total de 19 M€. Andreas Schell, Director Ejecutivo de Rolls-Royce Power Systems, y el Dr. Frank Graf, Director de Tecnología de Gas en el Centro de Investigación DVGW aceptaron la aprobación oficial de la subvención en nombre de los 27 socios del proyecto.

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