Tags Posts tagged with "gas"

gas

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”.

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.

0

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.

0

El mercado eléctrico español y portugués MIBEL está registrando este mes de agosto los precios más altos de este año 2018. Según AleaSoft, entre las causas más importantes se encuentran la escalada de precios de los combustibles (gas y carbón) y el aumento imparable de los derechos de emisiones de CO2.

El precio del mercado eléctrico español y portugués MIBEL ha ido superando, en varias ocasiones durante este mes de agosto, el récord de precio más alto de este 2018. A falta de conocer el precio para el último día del mes, los nueve días más caros del año han sido días de este mes de agosto. Y de los treinta días más caros del año, más de la mitad son de este mes. Mientras tanto, los futuros de electricidad del mercado OMIP español para el último trimestre de este año, Q4-18, ya han superado los 73 €/MWh, valores impensables hace poco más de tres meses cuando se rondaban los 56 €/MWh. El futuro para el año 2019, por su parte, ha superado los 61,50 €/MWh, cuando a principios de mayo rondaba los 51 €/MWh.

Entre las principales causas de esta escalada de precios de la electricidad que parece no tener techo se encuentran las que AleaSoft ya ha ido exponiendo en noticias recientes. Por un lado, el aumento del precio de los combustibles para la generación de electricidad: gas y carbón. Los futuros de gas europeo, después de un comportamiento muy plano desde mayo, han empezado una carrera alcista este mes de agosto que acumula ya un incremento del 18%, y se situaron ayer, 29 de agosto, en 25,87 €/MWh. Los futuros de carbón europeo para septiembre han vuelto a superar la barrera de los 100 $/tonelada esta semana, después de superarla durante unos pocos días en julio. Y, por otro lado, los derechos de emisiones de CO2 que han estado subiendo de manera imparable durante los últimos doce meses con una subida acumulada del 247%, y en esta última semana han marcado un nuevo salto: de los 18,48 €/t del lunes 20 de agosto a los 21,05 €/t de ayer 29 de agosto, un salto del 14% en apenas una semana.

La situación de las centrales nucleares en Francia tampoco ayuda, con una gran parte de su parque parado, está encareciendo el precio de su mercado eléctrico, y está arrastrando el resto de mercados europeos conectados. Según AleaSoft, esta situación, junto con la situación de los combustibles y el CO2 antes expuesta, ha favorecido que, en estas últimas dos semanas, desde el 20 de agosto, los precios de los principales mercados eléctricos de Europa Occidental hayan incrementado y se hayan situado alrededor de los 70 €/MWh, el precio de los mercados tradicionalmente más caros. La excepción estaba siendo el mercado nórdico NordPool que, aunque registraba precios mucho más caros que el verano anterior, se había mantenido alrededor de los 50 €/MWh, hasta el martes 28 de agosto cuando saltó hasta rozar los 60 €/MWh.

0

Las empresas Axpo Iberia y ENGIE España ejercerán conjuntamente, durante el segundo semestre de 2018 -tal y como recoge la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas en la que se adjudica este servicio-, la función de creador de mercado voluntario en el Mercado Organizado de Gas que gestiona MIBGAS.

Por primera vez, este servicio se adjudica a dos empresas, en este caso Axpo Iberia que ya ejerció de creador de mercado en el segundo semestre de 2017, y ENGIE España que realizó esta función durante el primer semestre de este año; por lo que ambas compañías cuentan ya con experiencia en el desarrollo de esta figura de dinamización del mercado existente en gran parte de los mercados organizados europeos.

El objetivo del creador de mercado es dar mayor liquidez con la presencia continua de ofertas de compra y venta de gas y, en este caso, la función se desarrollará en la sesión de negociación de mercado continuo.

0

El pasado día 24 se ha celebró, en Madrid, el Foro Industrial del Gas 2018 bajo el lema “El Gas: factor clave en la competitividad industrial de España”, un encuentro anual organizado por GasINDUSTRIAL y que ha contado con importantes personalidades del sistema gasita y de las industrias españolas consumidoras de gas.

Javier Esteban, nuevo presidente de GasINDUSTRIAL -nombrado en la asamblea previa al evento al concluir el mandato de su antecesor, Juan Vila-, destacó en la inauguración la importancia de lograr un gas competitivo para la industria con costes en línea con los de los países con los que compiten nuestras empresas. El nuevo presidente defendió el papel del gas natural para la industria en la transición al nuevo sistema energético y recalcó que se deben seguir impulsando los mercados -organizado y bilaterales- y lograr condiciones de credibilidad en los precios del hub ibérico -hasta 2 años en el futuro- y facilitar la participación a los industriales para que opten con garantías a la compra de forma directa -hub o bilateral- utilizando índices MibGas.

Esteban destacó la necesidad de crear un mercado peninsular de gas natural licuado abierto a todos los agentes gasistas, y pidió que se simplifique la normativa para facilitar la participación en el mercado de proveedores exteriores de gas primario y de consumidores directos. También señaló que debe conseguirse un mercado OTC abierto, eficiente y no discriminatorio que de mayor liquidez en MibGas. Además, recordó que urge reducir los peajes y contar con una fiscalidad acorde con la de los países competidores. Javier Esteban cerró su intervención con el deseo que la industria tenga asegurado el suministro de un gas natural fiable, sin rupturas en su continuidad ni escapadas en sus precios.

El continuo crecimiento de la demanda industrial de gas garantiza la sostenibilidad del sistema. A más industria, más gas. Más del 60% del consumo nacional corresponde a la industria

El Foro se desarrolló en dos mesas, la primera, “El futuro industrial de España y el gas”, presentada y moderada por Verónica Rivière, directora general de GasINDUSTRIAL, reunió a Javier Goñi, presidente Fertiberia; Juan Vila, CEO de Iberboard Mill; Carlos Casanovas, director general Sales Monzón, y Pedro Riaza, secretario general de la patronal cerámica ASCER, que debatieron sobre el gas como factor clave de la competitividad industrial del país y de sus exportaciones, en un momento en el que la industria manufacturera española ejerce como tractor de la recuperación de la economía nacional.

El consumo industrial de gas supone más del 60% del consumo nacional total de gas, con una demanda estable y en continuo crecimiento, que es la que mantiene la eficiencia del sistema gasista y garantiza su sostenibilidad. La factura del gas de la industria supera en España los 4.500 millones de euros.

Las empresas consumidoras de gas ven mermada su competitividad a la hora de salir a los mercados exteriores donde sus homólogos europeos gozan de unos precios del gas considerablemente mejores. Realmente los costes fijos del gas suponen una desventaja competitiva para nuestra industria frente a la alemana o la francesa. Un industrial paga en España hasta cuatro veces más por los costes fijos del gas que en estos países. En solo diez años, España ha pasado de tener precios de gas para los industriales muy competitivos a estar en la cola con precios en la zona de menor competitividad.

Al crecer la actividad industrial, crece el consumo de gas y el sistema gasista obtiene más ingresos. Entre ambos hay una relación positiva. Por tanto, un incremento de la demanda debería traducirse en una rebaja de los costes fijos del gas para los consumidores. Este lógico ajuste se convertiría en una inyección de competitividad para la industria, una bajada de sus costes fijos a través de una reducción en la factura del gas, que traería consigo más exportaciones y más empleo.

Informes de la CNMC, en los que se analizan los costes de transporte, regasificación, almacenamiento y distribución, han confirmado que hay una “sobre retribución” más allá de una rentabilidad razonable para una actividad que es regulada y que carece de riesgo. Si no bajan esos costes, el consumidor industrial seguirá pagando los peajes más caros de toda Europa.

Los industriales coinciden en la urgente necesidad de medidas que promuevan la eficiencia de costes del gas y la equiparación de estos con los de los otros países europeos. Hay que dar mayor competitividad al país y la industria es motor de la economía.

Potenciar la liberalización con un mayor desarrollo de los mercados y optimizar los costes regulados

La segunda mesa de Foro, bajo el título “Iniciativas para un gas más competitivo”, contó con la participación de María Fernández, vicepresidenta CNMC; Antonio Llardén, presidente Enagás; Antonio Erias, presidente MibGas, y de Sergio López, subdirector general de Hidrocarburos MINETAD. Fue presentada y moderada por Javier Esteban, presidente de GasINDUSTRIAL. Los intervinientes analizaron cómo avanzar en el mercado liberalizado y qué decisiones pueden influir en unos mejores precios del gas para la industria. Debatieron sobre el funcionamiento de los mercados de futuros, la necesaria y esperada interconexión MidCAT, la optimización de los costes regulados y los nuevos impulsos al mercado organizado. El Presidente de Enagás, Antonio Llardén, destacó que el incremento de las interconexiones gasistas y los avances en el hub gasista serán claves para que el precio del gas sea más competitivo.

Clausura: Mensaje del Secretario de Estado de Energía, Daniel Navia

Daniel Navia, que al encontrarse en Copenhague, envió un mensaje en video para no faltar a una cita que él mismo definió como “evento de referencia para todas las empresas del sector industrial que utilizan el gas”, afirmó “es importante para el Ministerio dejar totalmente sentado que lo intereses de las empresas que hoy están reunidas en este Foro son fundamentales para la elaboración de la política energética del Gobierno en los próximos años”.El Secretario destacó que “la energía es un componente fundamental de la competitividad de la economía española. Los últimos años hemos iniciado un proceso de crecimiento económico y esto ha sido posible gracias al esfuerzo de todos los agentes y, particularmente, al esfuerzo de las empresas industriales que han sido muy dinámicas en encontrar nuevos mercados y en posicionarse en estos mercados internacionales”.

Navia dijo: “es nuestra obligación (del Gobierno) asegurar que las empresas industriales tengan unos costes energéticos asequibles y que les permitan competir en igualdad de condiciones en el entorno internacional. El gas es un elemento energético de primer orden para lograr este objetivo de contribuir a la competitividad de nuestras industrias. En los años 2017 y 2018 el Gobierno ha tomado medidas para facilitar que las empresas tengan un gas competitivo en nuestros mercados. Medidas como la introducción de los creadores de mercado obligatorio, el Mibgas, o el plan invernal para asegurar que España estaría cubierta de los eventos de tensión que se han producido en Europa. También destacar la contención de los costes regulados en nuestro sistema gasista. Aunque aún arrastramos muchas cargas de las sobre inversiones realizadas en el pasado, lo cierto es que un año más el Gobierno ha mantenido los costes regulados de acceso a las redes de gas congelados, facilitando así que no suban los costes que enfrentan nuestras empresas en el mercado internacional”.

Para el Secretario, las incertidumbres en el petróleo pueden tener efectos importantes sobre el gas, por lo que estará atento a los desarrollos legislativos y económicos en los mercados internacionales y europeos, mantendrá su vigilancia en los costes del gas y seguirá adoptando medidas para que el gas sea lo más asequible y competitivo posible. Y finalizó con el propósito de mantener los trabajos para profundizar las interconexiones gasísticas con los mercados europeos y destacó otras medidas regulatorias como las destinadas a facilitar el bunkering en los puertos. Consideró que, en 2018, es importante que se de un impulso decisivo a la infraestructura de recarga de gas para lograr que las infraestructuras disponibles tengan el mayor uso posible y así “hacer un reparto de los costes más eficiente que facilite una mayor asequibilidad para nuestras industrias”.

Este año aterriza por primera vez en Barcelona el Global Power & Energy Exhibition (GPEX), del 17 al 20 de septiembre. Una reunión de la comunidad mundial de energía dónde gobiernos, expertos y empresas debatirán las estrategias y tecnologías necesarias para adaptarse a la transición energética global.

El GPEX 2018, co-ubicado con Gastech, el evento más importante para los profesionales del gas y el GNL (Gas Natural Licuado), tendrá lugar en Fira de Barcelona y prevé una asistencia de más de 30.000 profesionales de la comunidad energética global.

Esta co-ubicación permitirá un espacio para mejorar el diálogo entre los dos sectores que jugarán el papel más importante en la generación de energía, el del gas natural y el de las energías renovables, y discutir sobre la transición hacia un mercado de energía flexible e integrado en toda Europa.

Durante el GPEX 2018 tendrá lugar el Global Power & Energy Leaders’ Summit, la Cumbre de Líderes de Energía Global que encabezará un sistema de energía más sostenible, bajo en carbono e inteligente, a través de su programa de conferencias recientemente publicado.

La modernización del sistema de energía se lleva a cabo simultáneamente con un cambio hacia una economía baja en carbono. Con el papel cada vez más central de las tecnologías digitales, la industria de la energía necesita adaptar sus modelos comerciales y adoptar la innovación dentro del nuevo panorama energético para seguir siendo competitivos, ser más eficientes y adaptarse a las crecientes necesidades y demandas de sus clientes.

Para abordar los últimos hallazgos y testimonios de primera mano, la agenda del programa estratégico en GPEX 2018 abordará las últimas oportunidades y desafíos de la transición energética en temas clave, entre ellos: la visión para la transición energética, la financiación del futuro de la energía y la era de la digitalización.

Participarán 70 expertos en transición de los negocios internacionales de energía, incluyendo:

+Agustín Delgado Martin, Director de Innovación y Sostenibilidad, Grupo Iberdrola

+Neil Chatterjee, Comisionado, Comisión Federal de Regulación de la Energía de EE. UU. (FERC)

+Toshiro Kudama, Director de Desarrollo de Energía, JERA Co., Inc.

+Blanca Losada Martin, Directora de Tecnología e Ingeniería, Gas Natural Fenosa

+Ulla Sandborgh, Directora General y Directora Ejecutiva, Svenska kraftnät

+Thierry Lepercq, Vicepresidente Ejecutivo a cargo de Investigación y Tecnología e Innovación, ENGIE

+Andrea Strachinescu, Jefa de Unidad, Nuevas Tecnologías Energéticas, Innovación y Carbón Limpio, DG Energía, Comisión Europea

+Tejpreet S. Chopra, Presidente y Director Ejecutivo, Bharat Light & Power

Mark Radka, jefe de la División de Energía y Clima, División de Economía, Medio Ambiente de las Naciones Unidas (PNUMA)

La ponente y co-anfitriona, Assumpta Farran, directora del Instituto Catalán de Energía (ICAEN), dijo: “Este evento nos brinda la posibilidad de reunir un número importante de expertos, así como de compartir experiencias y conocimientos sobre proyectos y políticas desarrolladas. Será interesante analizar el papel de los agregadores de energía que son los actores clave para desarrollar nuevos modelos comerciales basados en la gestión de la demanda, para mejorar la participación de los ciudadanos y las comunidades de energía solar en el mercado de la electricidad”.

Día uno: Visión para el futuro energético El primer día, las conferencias magistrales de representantes gubernamentales de alto nivel y de la Comisión Europea, junto con líderes empresariales de energía, prepararán el escenario para la perspectiva energética global y el camino hacia 2050. Los principales representantes de las principales compañías de energía que impulsan proactivamente la transición a un sistema bajo en carbono, describirán sus estrategias y experiencias de primera mano. Los oradores y delegados discutirán la regulación y política proactiva: un paso crítico, necesario para garantizar que los desarrollos tecnológicos no se vean obstaculizados por la burocracia y que el entorno propicio respalde el progreso de una energía limpia, confiable y asequible.

Día dos: Financiando el futuro de la energía y el nuevo modelo de negocios El segundo día pondrá los desafíos del financiamiento de energía limpia bajo el microscopio, con una mirada profunda a la manera en que los inversores y las instituciones financieras abordan la inversión energética y cómo la creciente descentralización del poder cambiará la faz de la industria en las próximas décadas. Se abordará cómo las compañías de gas y renovables, que se combinan para impulsar la transición energética, evolucionan y colaboran para una economía baja en carbono.

Día tres: la era de la digitalización Se explorará lo que significa la digitalización para la industria de la energía, el futuro del sector frente a la creciente digitalización y los últimos modelos comerciales implementados por la comunidad de servicios públicos.