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El Consorcio Europeo ECO-GATE, cofinanciado por la Unión Europea y liderado por Nedgia, la distribuidora de gas del grupo Naturgy, ha iniciado la inyección y distribución en pruebas del gas renovable generado en la estación depuradora de aguas residuales (EDAR) de Butarque, a la red de distribución de Nedgia. El proyecto de gas renovable de Butarque cuenta con la colaboración de Enagás, Canal de Isabel II, Naturgy y la Comunidad de Madrid.

Se trata de un hito en la distribución de gas natural en nuestro país, ya que será la primera vez que se inyecte gas renovable en la red de distribución que servirá para desarrollar el sistema de certificados de origen para gas renovable en España para avanzar en el cumplimiento de los objetivos medioambientales de descarbonización propuestos por Europa en el 2030.

En la EDAR de Butarque, que está gestionada por el Canal de Isabel II, NEDGIA ha instalado un módulo de producción de biometano (gas renovable) que purifica el biogás procedente de la valorización de los residuos de la estación depuradora de aguas residuales (proceso de upgrading) y otro para inyectar el biometano producido en su red de distribución de gas natural.

Además, alimentado por la red de distribución de Nedgia en ese punto el proyecto también incluye un surtidor de repostaje de gas natural comprimido (GNC) para vehículos, gestionado por Naturgy. Por su parte, Enagás analizará la calidad de gas de esta experiencia de uso del biometano para movilidad.

Con el desarrollo de este innovador proyecto en la EDAR de Butarque, el consorcio europeo ECO-GATE tiene cuatro objetivos:

1) La producción de biometano a partir de un biogás generado por la valorización de un residuo.
2) La inyección del biometano producido en la red de distribución de gas natural propiedad de Nedgia, para su distribución hasta el punto de consumo final.
3) Desarrollo del mercado de certificados de origen de gas renovable en España.
4) Demostración de uso eficiente y ecológico del gas renovable en aplicaciones de movilidad terrestre.

Mismas aplicaciones que el gas natural

El biometano, como gas renovable, es un combustible neutro en emisiones de CO2 que se genera a través de los procesos de degradación de la materia orgánica. De esta forma, residuos urbanos, agrícolas, ganaderos o forestales, aguas residuales, etc., una vez son tratados, se transforman en un gas verde, una energía totalmente intercambiable por el gas natural, por lo que puede distribuirse a través de los más de 87.000 km de la infraestructura gasista que existe en nuestro país y emplearse con las mismas aplicaciones energéticas en hogares, industrias, comercios, así como para ser combustible en el sector transporte. Todo ello sin necesidad de realizar inversiones (ni públicas ni privadas) para transformar infraestructuras de redes ni tampoco equipamientos de consumo de los usuarios.

El Consorcio ECO-GATE

El Consorcio Europeo ECO-GATE (European COrridors for natural GAs Transport Efficiency) es uno de los planes mundiales más ambiciosos para la movilidad con gas natural convencional y renovable. Cofinanciado por Connecting Europe Facility de la Unión Europea, está gestionado y coordinado por Nedgia, como líder de un consorcio, y está compuesto por 38 socios de España, Portugal, Francia y Alemania.

ECO-GATE utiliza las nuevas tecnologías y aplica soluciones innovadoras para hacer posible el despliegue rápido y masivo de este combustible alternativo, gracias a una reducción significativa del coste unitario y a una mejor comprensión y mayor conocimiento de las necesidades de los clientes.

El proyecto contempla la construcción de 21 estaciones de repostaje de gas natural a lo largo de los corredores del Atlántico y el Mediterráneo en Alemania (1), Francia (1), Portugal (6) y España (13). Con este fin, la financiación proporcionada a ECOGATE se compartirá entre los cuatro países y permitirá el desarrollo de gasineras en Barcelona, Córdoba, Cartagena, Irún, La Junquera, Madrid, Salamanca, Tordesillas, Aveiro, Lisboa, Setúbal, Tours y Heddesheim, entre otras ciudades. Además, también contempla la realización de otro proyecto piloto de suministro de gas renovable y uno de hidrógeno.

Como operadoras de gas natural participan: Nedgia Madrid, Enagás Transporte, Dourogás Natural, Endesa Energía, Galp Energía, Repsol, Naturgy Europe, Inversora Melofe y Molgas Energía. Como proveedores de tecnologías y servicios forman parte: Cetil Dispensing Technology, Soltel It Solutions, Fundación Cidaut, Evarm Innovación, Universidade de Tras-Os-Montes e Alto Douro, Fundación Imdea Energía, Audigna, Ghenova Ingeniería y Madisa. Como usuarios finales: Correos y San José López. Y finalmente, como expertos en conocimiento de mercado y promoción forman parte: Gasnam, Autoridad Portuaria de Gijón, Autoridad Portuaria de Huelva, Universidad de Santiago de Compostela y Soulman Insightful Thinking.

La financiación de la Unión Europea responde a que el proyecto trabaja en línea con la Directiva Europea 94/2014 fomentando el desarrollo del mercado del gas natural para movilidad (ECO-G) como combustible alternativo. Además, cuenta con el apoyo e interés del Ministerio de Industria de España y la Direçao Geral de Energía e Geología de Portugal, además de la Asociación Española del Gas (SEDIGAS) y la Asociación europea de gas natural y gas renovable para movilidad (NGVA Europe).

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Rolls-Royce y VPower Group han fortalecido su relación estratégica mediante la firma de un acuerdo histórico para el suministro de equipos de generación de energía a gas de alta eficiencia de la marca MTU.

Según el acuerdo final firmado recientemente en Hong Kong, China, Rolls-Royce suministrará más de 200 grupos electrógenos de gas natural MTU Serie 4000 con una potencia total de 430 MW, a partir de octubre de 2019. La flota se desplegará para apoyar negocios clave de VPower Group como LNG-to-power, generación flexible y distribuida y otras soluciones energéticas a nivel mundial.

La relación entre Rolls-Royce y VPower Group se remonta a 2008 y ha seguido creciendo a lo largo de los años. Hoy, VPower Group es el propietario y operador más grande del mundo de sistemas de generación de energía MTU, con una amplia gama de aplicaciones en China y otros países. La asociación estratégica cada vez mayor entre Rolls-Royce y VPower Group demuestra el compromiso de ambas compañías de proporcionar las soluciones de generación de energía más eficientes y fiables optimizadas para satisfacer las necesidades de los clientes y abordar los desafíos energéticos y ambientales que enfrenta el mundo hoy y mañana.

Desde 2014, VPower Group ha estado utilizando grupos electrógenos de gas MTU de Rolls-Royce para fortalecer su liderazgo en el segmento de energía rápida de Myanmar. Esto ha llevado a VPower a ganar recientemente una licitación de tecnología LNG-to-power emitida por Electric Power Generation Enterprise (EPGE) y el Ministerio de Electricidad y Energía del Gobierno de Myanmar. VPower Group en consrocio con la Corporación Nacional de Importación y Exportación de Tecnología de China (CNTIC), realizar el suministro de energía muy necesario a millones de hogares en Myanmar antes de los picos de verano de 2020 utilizando grupos electrógenos MTU funcionando con gas limpio.

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Hoy 8 de octubre se cumplen 20 años de la fundación de AleaSoft. En estas dos décadas trabajando para las principales empresas del sector de la energía, la empresa se ha ido consolidando como líder europeo en el ámbito de las previsiones. Las previsiones de AleaSoft abarcan todos los horizontes temporales e incluyen demanda eléctrica y de gas, producción eólica, solar fotovoltaica, termosolar, hidroeléctrica y de precios de todos los mercados eléctricos europeos.

AleaSoft fue fundada hace 20 años en Barcelona, el 8 de octubre de 1999. La empresa nace en el contexto de la liberalización de los mercados eléctricos europeos y tiene como principal misión realizar previsiones en el sector de la energía.

En el año 1999 surge el Programa Innova de la Universidad Politécnica de Cataluña (UPC) con el objetivo de aprovechar el conocimiento y la tecnología de la universidad y facilitar la creación de empresas tecnológicas. AleaSoft fue una de las primeras empresas creadas a partir de ese programa y la primera en ser participada accionarialmente por la UPC. En el transcurso de estos 20 años, la UPC ha sido un socio tecnológico de referencia colaborando en proyectos de Inteligencia Artificial y Estadística.

AleaSoft es una empresa de referencia en el sector de la energía europeo y tiene como mandato ético colaborar para revertir el cambio climático y evitar la destrucción del medio ambiente. La divulgación de información y promoción de las energías renovables ha sido un objetivo prioritario de la empresa, que colabora con las principales asociaciones relacionadas con el sector renovable: UNEF, AEE y APPA. De igual forma, ha proporcionado previsiones a las empresas de todo el continente relacionadas con el desarrollo de las energías eólica, termosolar y fotovoltaica.

La promoción del uso del hidrógeno obtenido a partir de electricidad de fuentes renovables es el cierre del ciclo para lograr una descarbonización completa en los próximos 30 años. Mediante el uso masivo de energía fotovoltaica combinado con la producción de hidrógeno se puede contribuir al desarrollo económico de las regiones del sur de Europa, que son las menos desarrolladas y a su vez las que disponen de un mayor recurso solar.

Desde hace unos años, el concepto de la Inteligencia Artificial se ha puesto de moda. No hay un proyecto empresarial que no contenga estas palabras mágicas. Desde sus orígenes, los modelos de previsiones de la empresa han estado basados en la combinación de redes neuronales recurrentes, estadística clásica y modelos SARIMA de Box-Jenkins. Mediante esta combinación se logran modelos de previsión óptimos.

AleaSoft es una fábrica de este nuevo tipo de modelos. A partir de una metodología de previsión propia denominada Alea, se mantienen en explotación en estos momentos más de 400 modelos de previsiones relacionados con el sector de la energía en Europa.

Invertir recursos en I+D ha sido fundamental para ir evolucionando y que AleaSoft se convierta en líder generando previsiones de demanda eléctrica y de gas, producción eólica, solar fotovoltaica, termosolar, hidroeléctrica y de precios de todos los mercados eléctricos europeos.

En el transcurso de estos 20 años, casi la totalidad de la plantilla de AleaSoft ha estado vinculada a proyectos de investigación científica y una tercera parte son doctores.

Principales tipos de clientes

Para todo tipo de empresas del sector de la energía hacer previsiones en todos los horizontes temporales es una tarea básica. En estos 20 años, de forma continuada, AleaSoft ha estado realizando previsiones para empresas generadoras de electricidad, comercializadoras, grandes consumidores, distribuidoras, traders, operadores nacionales de sistemas eléctricos, bancos, fondos de inversión, consultoras y desarrolladores de activos renovables.

El principal servicio que realiza AleaSoft es el de previsiones de precios de los principales mercados eléctricos europeos: N2EX (Reino Unido), EPEX SPOT (Francia, Alemania, Austria, Bélgica, Holanda y Suiza), IPEX (Italia), Nord Pool (Países nórdicos) y MIBEL (España y Portugal). Las previsiones de precios se realizan en todos los horizontes temporales desde el corto, medio hasta el largo plazo. También la empresa realiza previsiones de precios en los mercados intradiarios y en los mercados de ajustes.

En los reportes de previsiones de precios se incluyen las variables más importantes como la demanda, las producciones renovables, las nuevas capacidades, los precios de los combustibles y del CO2. Al igual que en el caso de los precios, las previsiones alcanzan todos los horizontes: corto plazo (240 horas), medio plazo (tres años) y largo plazo (20 años). Estas previsiones son utilizadas en procesos de toma de decisiones, generación de ofertas de mercado, optimización, gestión de riesgos, valoración de activos, due dilligences y PPAs.

El tema de los PPAs ha ganado mucha importancia en los últimos dos años por el impulso de las inversiones en energías renovables. Hay que destacar la aceptación que están teniendo las previsiones de precios de mercado eléctrico a largo plazo de AleaSoft gracias a la calidad, coherencia y base científica de las mismas. Un aspecto fundamental de las previsiones de precios de AleaSoft es la confianza de los bancos y fondos de inversión europeos que las aceptan como bancables.

AleaSoft también brinda las probabilidades asociadas a las diferentes bandas de precios. Esta información es necesaria para gestionar el riesgo de bajada o subida de precios.

AleaSoft es una empresa tecnológica con un modelo de negocio basado en el conocimiento y desde el punto de vista empresarial ha sido un objetivo fundamental la creación de valor para los accionistas obteniendo beneficio al cierre de todos los ejercicios.

La empresa está en un proceso de expansión, creando nuevos servicios, buscando nuevos mercados y aumentando el número de clientes. El modelo empresarial y la metodología científica que se ha aplicado es replicable en el resto de continentes.

Para la empresa, la colaboración y las sinergias con todo tipo de empresas del sector de la energía son fundamentales. En estos momentos AleaSoft está realizando un proceso de búsqueda de alianzas estratégicas para realizar una expansión global.

Después de 20 años de historia, es un logro haber alcanzado los objetivos planteados desde la fundación. Llevar el conocimiento científico desde el ámbito universitario a las empresas del sector de la energía de todo el continente llegando a ser un referente internacional en el campo de las previsiones.

El Consejero-Director General del Ente Vasco de la Energía, Iñigo Ansola Kareaga, y el Consejero Delegado de Nortegas, Javier Contreras, han firmado un Protocolo de Intenciones para el impulso del aprovechamiento energético del gas renovable y la promoción de las redes de gas inteligentes en Euskadi.

La firma se enmarca en su compromiso por impulsar un mayor aprovechamiento de recursos energéticos renovables. Su propósito inicial es la identificación y análisis de proyectos que pudieran ser desarrollados, para:

1.- Promover el aprovechamiento energético del biometano procedente de residuos orgánicos domésticos, residuos agrícolas o ganaderos, lodos de depuradora, residuos de industrias agroalimentarias, etc., en los sectores industrial, terciario o transporte. Se trata de un impulso más en la tarea que viene desarrollando el Ente Vasco de la Energía en el campo del aprovechamiento de esta fuente renovable de energía desde hace más de dos décadas.

2.- Impulsar las redes inteligentes con el objetivo de analizar el interés de dotar a las redes de distribución de gas de elementos electrónicos de telecomunicaciones, como es el caso de los contadores inteligentes, que proporcionen información a las empresas distribuidoras y a las usuarias y usuarios, haciendo posible una gestión más eficiente y segura del consumo e induciendo una mejora en la calidad del suministro y del servicio.

Por parte del Ente Vasco de la Energía, estas actuaciones contribuyen a los objetivos de la Transición Energética de Euskadi establecidos en la Estrategia Energética del Gobierno Vasco al año 2030, orientadas a mejorar el sistema energético vasco mediante el impulso del uso racional de la energía, el aprovechamiento de las fuentes renovables de energía, la supervisión constante de las infraestructuras gasistas y eléctricas y la atención al desarrollo tecnológico-industrial de Euskadi.

El desarrollo de la producción de gas renovable para su inyección en las redes de distribución, así como las iniciativas de digitalización en sus operaciones y en las relaciones con sus clientes constituyen dos de los principales ejes estratégicos de Nortegas. En este sentido, y con la firma de este protocolo, la compañía reafirma su compromiso con el entorno donde opera, apostando por la innovación y la descarbonización de la economía e impulsando la creación de riqueza de manera sostenible a través de un mayor esfuerzo inversor.

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Schneider Electric, empresa dedicada a la transformación digital y la automatización y Gasunie, compañía implicada en el desarrollo de infraestructuras de gas en Europa, han completado con éxito un proyecto de cuatro años de duración para modernizar el software de gestión de la red de gas de los Países Bajos, que ahora se gestiona a través de una nueva solución basada en el software AGMS (Advanced Gas Management System), creado conjuntamente por Gasunie y Schneider Electric.

La red de Gasunie ahora es capaz de transportar gas natural, gas verde e incluso hidrógeno en el futuro, de forma eficiente y segura gracias a esta innovadora tecnología, que funciona como SCADA y como plataforma de gestión de red, de forma moderna, sofisticada e inteligente. La solución ha sido desarrollada por la división Smart Grid IT de Schneider Electric, mientras que la implementación ha sido llevada a cabo por Gasunie y Accenture, empresa líder mundial en servicios profesionales. En la implementación, Schneider Electric se ha encargado de garantizar que la solución maximice los beneficios de la tecnología AGMS y que cumpla con los requisitos de rendimiento y calidad del proyecto

El software AGMS se basa en las tecnologías de Microsoft (.NET framework, SQL Server, etc.), y está diseñado para dar soporte a diferentes arquitecturas de manera modular y escalable, al mismo tiempo que proporciona un alto nivel de seguridad operacional y permite el cumplimiento de las recomendaciones y regulaciones más recientes del sector. Se basa en EcoStruxture ADMS, una solución consolidada en la industria eléctrica y desarrollada en base al conocimiento y la experiencia adquiridas a lo largo de muchos años de investigación y desarrollo. Es la primera plataforma operacional que permite gestionar de forma completa una red de gas natural, integrando a todos los usuarios y aplicaciones en un modelo de red común y una interfaz de usuario único. Permite que el operador acceda fácilmente a todos los datos relevantes de la red, ya sean activos, relacionados con el estado, calculados, históricos, pronosticados o simulados, desde cualquier lugar y prácticamente en tiempo real, proporcionando un alto nivel de conocimiento del estado de la red y mejorando la eficiencia a la hora de tomar decisiones operacionales.

Beneficios del software AGMS de Schneider Electric

  • La interfaz de usuario único permite usar las aplicaciones de AGMS de forma más fácil y con menos propensión a errores. Se trata de la interfaz más innovadora del mercado al permitir la visualización empleando vistas esquemáticas y geográficas a partir de distintas capas, gracias a la navegación user-friendly de los activos de la red que se puede realizar por diferentes criterios y perfiles de visibilidad.
  • El modelo de red integrado, el análisis topológico en tiempo real y la integración de paquetes de simulación dan lugar a características innovadoras como la comprobación y la simulación de todas las operaciones. El procesamiento de la topología proporciona indicaciones respecto a la dirección del flujo, la trazabilidad topológica y la capacidad de detectar áreas difíciles de encontrar. También emplea una coloración dinámica que indica las tipologías de los gases, el índice de Wobbe y la concentración de compuestos de gas.
  • Un modelo único de datos reduce los costes de gestión de los mismos y la inconsistencia desde un punto de vista operacional. AGMS contiene potentes herramientas para la gestión de modelos de los datos de la red, que incluyen la importación desde fuentes externas (GIS), la configuración de flujos de trabajo para impulsar el modelo y recursos para dar soporte a los puntos calculados.
  • La monitorización de la calidad del gas proporciona la capacidad de detectar, en tiempo real, gases no especificados procedentes de fuentes de producción externas y ayudan a los operadores a la hora de tomar decisiones al respecto.
  • El análisis de los gasoductos, el cálculo de balances y la capacidad de pronosticar la demanda permiten una planificación eficiente de las operaciones en la red de gas natural.
  • La alta capacidad de análisis está habilitada por un sistema de gestión de alarmas que admite múltiples fuentes de datos, y permite que el operador visualice datos relativos al pasado y al pronóstico del futuro cercano de la red.
  • Los procesos de negocio completamente digitalizados mejoran la eficiencia de las operaciones y reducen las cargas burocráticas.
  • Utilizar una única plataforma de software reduce los costes y el esfuerzo de gestión IT desde la sala de control.
  • La integración de sistemas externos permite reducir el número de nodos de integración de la empresa.
  • Este software permite configurar los parámetros de seguridad operacional, basado en tecnología
  • Microsoft estandarizada, lo que permite, a su vez, la reducción de costes IT.
  • EL AGMS presenta un alto nivel de rendimiento, escalabilidad, redundancia y disponibilidad del sistema.

Schneider Electric seguirá desarrollando nuevas características y funcionalidades en el software AGMS para adaptarse a lo cambiantes requisitos tecnológicos y del sector, para conseguir un funcionamiento eficiente y óptimo, para todo el sector del gas.

AleaSoft repasa las noticias sobre el mercado eléctrico europeo y los factores que más han influido en sus precios y que más se han comentado en las noticias del sector, junto con otros temas como los PPA.

El precio de los derechos de emisión de CO2 ha arrastrado en 2019 la mala fama ganada durante 2018, cuando su tremenda carrera alcista llegó a triplicar su precio en pocos meses y arrastró con ello el precio de los mercados de electricidad en toda Europa. En lo que llevamos de 2019, el precio del CO2 ha continuado a niveles muy altos, superando incluso las cotas alcanzadas es septiembre del año pasado, pero al menos su explosiva carrera alcista se ha frenado. Aun así, el CO2 y el comercio de derechos de emisión han continuado presentes en las noticias del sector. Esto es debido a la estrecha relación que los derechos de emisión guardan con la lucha por la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y contra el cambio climático.

En enero se publicó el RD que preparaba ya el terreno para la cuarta fase del sistema de comercio de derechos de emisiones de CO2 y otros gases de efecto invernadero de la Unión Europea (EU ETS) a partir de 2021. Ya en ese momento, AleaSoft mencionó que, si bien los derechos de emisión son una herramienta imprescindible para la descarbonización de la generación de electricidad, no había que infravalorar el impacto que tiene sobre la competitividad de la industria electrointensiva frente a otros países fuera del sistema europeo de comercio de derechos de emisiones, conocido como la fuga de carbono.

La industria electrointensiva también ha ocupado muchos titulares estos meses, sobre todo después de los resultados de las últimas subastas de interrumpibilidad. Según la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), estos resultados, que han sido los peores de la historia de las subastas, agravan la pérdida de competitividad de las empresas con gran consumo eléctrico, por lo que pedían al gobierno tomar medidas urgentes para resolver esta desventaja competitiva.

Otro aspecto que también preocupa a la industria electrointensiva es otro de los temas destacados en los titulares, sobre todo durante el mes de abril: el retorno del impuesto del 7% a la generación de electricidad. Así es como se conoce popularmente al IVPEE, Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica. Este impuesto, que grava con un 7% la energía vendida en el mercado, se reintrodujo a partir del 1 de abril después de una suspensión temporal de seis meses. Según las estimaciones de AleaSoft en ese momento, el precio del mercado eléctrico se podría ver incrementado entre un 2% y un 5% en un primer momento.

Además de a la industria electrointensiva, la reintroducción del impuesto a la generación ha afectado también a la competitividad de los ciclos combinados y cetrales térmicas españolas frente a sus competidores portugueses y franceses que no tienen esa carga fiscal adicional y que, gracias a las interconexiones internacionales, pueden vender su energía más competitiva en el mercado eléctrico español.

Respecto a la capacidad de las interconexiones internacionales, el 26 de marzo, el Parlamento Europeo aprobó definitivamente la reforma del mercado eléctrico europeo, que ya tenía la aprobación del Consejo de la Unión Europea y de los representantes permanentes del Parlamento. Esta reforma clasifica como urgente la necesidad de aumentar la capacidad de estas interconexiones y que esta capacidad estuviera disponible para los mercados mayoristas, para poder integrar adecuadamente el aumento de la producción renovable y avanzar hacia la descarbonización del sistema eléctrico.

También en este 2019 ha sido noticia la confirmación de la tendencia a la disminución de la volatilidad de los precio en los mercados eléctricos gracias, entre otros, al aumento de la capacidad de las interconexiones internacionales, sobre todo con Francia. Las interconexiones actúan como un amortiguador de los precios, aumentando el flujo de importaciones o exportaciones cuando los precios entre dos mercados tienden a separarse.

Por otro lado, los precios de gas y carbón para la generación de electricidad han sido protagonistas justo por lo contrario que lo ha sido el precio del CO2: por bajar. Durante 2018 el precio del gas TTF y del carbón API2 de referencia en el continente europeo subieron a la par que el precio de los derechos de emisión de CO2 y tocaron máximos en septiembre. A partir de entonces, y durante toda la primera mitad de 2019, los precios de estos dos combustibles no han parado de bajar, llegando a valores mínimos de varios años.

También durante esta primera parte del año se anunció el calendario de cierre de las centrales nucleares españolas, después de cincuenta años de la puesta en marcha de la primera central. Este calendario, pactado entre los propietarios de las plantas y Enresa, sitúa el cierre de la última central en 2035. Si finalmente se cumple el calendario, la energía nuclear habrá estado presente en el mix eléctrico español durante casi setenta años.

Este acuerdo para terminar con la energía nuclear en España ha hecho que se cuestionen los objetivos de reducción de emisiones para 2030, dado que la energía nuclear representa una producción prácticamente constante de electricidad y sin emisiones de CO2. Su desaparición del mix de generación dará más protagonismo a los ciclos combinados de gas como respaldo de las renovables no-gestionables, que, si bien son menos contaminantes que las centrales de carbón, son emisores de CO2.

El cierre completo o la disminución de la potencia nuclear está previsto en varios países como Alemania, Francia, Bélgica y Suecia en sus planes para alcanzar los objetivos medioambientales de 2030. Sin embargo hay otros países, como Finlandia, que tienen previsto aumentar su capacidad nuclear o, como Polonia, empezar a usarla en los próximos veinte años.

Pero el cierre de las centrales nucleares no impactará solamente a las emisiones de CO2. La desaparición de una producción base estable, que oferta a precio cero en el mercado va tener un impacto innegable sobre el precio del mercado eléctrico. El cierre de cada reactor nuclear conllevará un aumento de precio en el mercado eléctrico. La magnitud de ese aumento dependerá del estado de implantación de la potencia renovable en ese momento. Una vez más, asoman previsiones inciertas y potencialmente catastróficas para los consumidores de electricidad.

Ante estas incertidumbres, es fundamental gestionar adecuadamente el riesgo de precios de mercado. Para que un gran consumidor de energía pueda gestionar ese riesgo y valorar sus opciones entre la compra en el mercado spot, los mercados de futuros y un PPA, debe tener ahora mismo una respuesta clara a la pregunta ¿cuál es la probabilidad de que el precio promedio del mercado en 2030 esté por encima de 50 €/MWh?

El parque de vehículos a gas natural continúa creciendo
El parque total de vehículos de gas natural se sitúa en el mes de junio en 17.932 unidades, con un crecimiento del 26% en lo que va de año. Destaca el crecimiento de las matriculaciones en el sector del transporte de mercancías y pasajeros que se han incrementado un 62% con respecto al mismo periodo del año anterior.

 

En total se han matriculado 3.716 vehículos a gas natural en lo que va de año: 2.406 turismos, 755 furgonetas, 335 camiones y 220 autobuses. Adicionalmente, la infraestructura de suministro de gas natural no deja de crecer. En el primer semestre del año se han abierto siete nuevas estaciones, pero las previsiones son mucho más optimistas. Para 2021, se espera contar con más de 200 gasineras en
España.

Se dispara el suministro de GNL a buques
El suministro de gas natural licuado (GNL) a buques para su uso como combustible ha aumentado significativamente. En el primer semestre de 2019 se han triplicado las operaciones realizadas durante el mismo periodo de 2018. Se han realizado 70 operaciones de suministro desde camiones cisterna y 15 operaciones desde buques de suministro en 2019 en las que se han suministrado un total de 33.991 m3 de GNL, un 636% más que en todo el año anterior. En cuanto a la flota mundial, actualmente existen 165 buques operando a GNL, 21 más que en diciembre de 2018. Otros 39 están bajo pedido y 112 más están GNL ready. Los ferris, los portacontenedores y los cruceros son los sectores que más apuestan por esta
tecnología.

La CNMC ha publicado hoy los borradores de circulares, entre los que se encuentra el de metodología para el cálculo de tasas de retribución financiera de las redes eléctricas y gasistas, una esperada y necesaria circular para adaptar la normativa.

 

La aludida circular actualiza la retribución financiera de redes hacia una rentabilidad razonable, alineándose con las retribuciones y modelos europeos. Los peajes que paga un industrial se destinan a sufragar el coste del sistema gasista y esta actualización hacia una rentabilidad razonable es un paso adicional para recuperar unos peajes armonizados en línea con los europeos.

En España, la industria es la base del sistema gasista, supone el 62% del consumo nacional total de gas, con una factura que se eleva cada año hasta los 4.700 M€. La competitividad del gas español ha empeorado progresivamente para los consumidores industriales con precios un 20 y un 25% más alto que el de sus competidores europeos. En costes regulados, los peajes están en España un 45% por encima de los de la media europea.

Los peajes que soporta el industrial español suponen un sangrante diferencial, que lastra la competitividad e incide directamente en la rentabilidad de sectores como el papelero, siderúrgico, cerámico, cogeneración, químico, vidrio, refino… y otros cuyas actividades productivas son intensivas en gas. Las circulares de la CNMC incidirán en el coste que paga por el gas el consumidor industrial, conformando un nuevo marco regulatorio que normalizarán unos peajes que minan la competitividad de cientos de industrias españolas.

GasINDUSTRIAL ha promovido la unión de once asociaciones sectoriales seriamente afectadas, que apoyan a la CNMC y reclaman la resolución del problema ahora que se está diseñando el nuevo marco normativo. Con GasINDUSTRIAL se alían: ACOGEN, industrias cogeneradoras; ANFEVI, vidrio; ANFFECC, productores españoles de fritas, esmaltes y colores cerámicos; ASPAPEL, fabricantes de pasta, papel y cartón; AOP, operadores de productos petrolíferos; ASCER, cerámicas; CONSEJO INTERTEXTIL ESPAÑOL, textil; CONFEVICEX, vidrio y cerámica; FEIQUE, químicas; y UNESID, siderurgia. Las asociaciones trabajarán conjuntamente para colaborar con la CNMC haciendo visible la importancia del coste del gas en la competitividad de sus actividades.

Para estas industrias, el gas es estratégico y llega a suponer el 60% de su coste energético de producción, por lo que determina su competitividad, más al tratarse de sectores fundamentalmente exportadores.

Ante la publicación de las Circulares de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sobre la retribución del mercado del gas, el sector gasista español manifiesta su decepción ya que considera que la metodología de retribución propuesta desincentiva al Sector en su objetivo de impulsar la transición ecológica a la que España se ha comprometido.

 

Las medidas propuestas están totalmente desalineadas con la regulación europea, que claramente está apostando por el acoplamiento de los mercados de gas y electricidad además de la flexibilización y el desarrollo de gas como vector para impulsar la descarbonización de la economía. Europa apoya el papel del gas para conseguir los objetivos marcados para la transición energética, y así lo ha reconocido en la estrategia publicada para el 2050.

Según estimaciones del gobierno, el PNIEC requerirá de 235.000 M€ para su desarrollo y, por tanto, de capital extranjero para llevarlo a cabo. Los grandes inversores seleccionan sus países objetivo en función de la estabilidad regulatoria y las señales económicas adecuadas, por lo que se debería evitar que estas circulares causen un impacto negativo directo en el mercado inversor, afectando no sólo al mercado energético sino al de las inversiones en general, así como a la imagen y la economía española.

El recorte en la retribución de las actividades reguladas no está justificado en este escenario, ni está alineado con las señales de política energética elaboradas por Gobierno
La reforma retributiva podrá frenar la consecución de los objetivos medioambientales, energéticos y de sostenibilidad con los que España se ha comprometido y no se ajusta a lo definido en la Orden TEC/406/2019, de 5 de abril, por la que se establecen orientaciones de política energética a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Entre sus múltiples ventajas, la red gasista actúa como sumidero de CO2 y almacenamiento de energía, a la vez que aporta firmeza y respaldo al sector eléctrico ante el cierre de la industria del carbón, la reducción progresiva de la energía nuclear y la intermitencia de las energías renovables, asegurando el suministro de energía eléctrica.

El modelo retributivo actual, alineado totalmente con la actual política energética del Gobierno, entendido de forma integral, permite, además de contener el coste al consumidor, trasladar el riesgo de inversión al promotor.Gracias a las infraestructuras existentes, el gas podría llegar a 1,3 puntos de suministro adicionales y 14 TWh industriales en 2050, consiguiendo un ahorro de 900 M€ aproximadamente.

Con el nuevo modelo retributivo propuesto, el gas, siendo imprescindible para alcanzar la transición ecológica, ve imposibilitada su expansión y desarrollo, y sin poder garantizar una adecuada calidad de servicio.

Rolls-Royce y el proveedor de energía GETEC han firmado un acuerdo de cooperación por el que intensificarán su colaboración en el concepto de diseño, construcción y operación de sistemas de suministro de energía descentralizada en Europa. Ambas empresas ven un gran potencial en su estrecha cooperación.

 

Las compañías dentro del Grupo GETEC ofrecen una amplia gama de servicios relacionados con la energía y soluciones totales basadas en sistemas para la contratación, desde el concepto básico y la financiación hasta la construcción de plantas y la operación y el servicio. Como socio tecnológico, Rolls-Royce aporta una gran cartera de productos de soluciones de sistemas de energía a través de su marca MTU Onsite Energy: plantas para la generación de emergencia y energía continua, además de plantas de cogeneración y microrredes. Estos incluyen grupos electrógenos de gas y diesel, sistemas de control y contenedores de baterías.

El objetivo de la colaboración es suministrar y operar sistemas de energía descentralizada eficientes y respetuosos con el medio ambiente, tales como plantas de cogeneración, soluciones de microrredes tanto conectadas como aisladas de la red, además de otros servicios relacionados con la energía y soluciones de eficiencia energética en la contratación. Ambos socios también desarrollarán conjuntamente nuevas soluciones para el suministro de energía a empresas industriales, clientes del sector inmobiliario y otras áreas, que se adaptan en cada caso a la necesidad específica.

En los últimos meses, la exitosa colaboración entre Rolls-Royce y GETEC ya se ha demostrado con el concepto de diseño y la puesta en servicio de una nueva microrred para el proveedor alemán de componentes de automoción Winkelmann en Ahlen. Un total de seis módulos de cogeneración y un sistema de instrumentación y control de MTU Onsite Energy se han integrado en la planta. Para compensar las variaciones de carga relacionadas con la producción de hasta 1,5 MW en cuestión de segundos, los expertos de GETEC y Rolls-Royce han conectado al sistema dos sistemas de almacenamiento de volante de inercia y un sistema de almacenamiento en baterías. En total, más de 9 MW de potencia eléctrica y poco menos de 10 MW de potencia térmica están disponibles para la operación de la empresa industrial. Esto ha permitido a Winkelmann Powertrain Components GmbH desconectarse completamente de la red pública y operar su propio sistema de energía eficiente.

AERZEN
COMEVAL