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El sector energético mundial está sufriendo grandes transformaciones, desde la creciente electrificación hasta la expansión de las energías renovables, las turbulencias en la producción de petróleo y la globalización de los mercados del gas natural. Para todas las regiones y combustibles, las decisiones políticas de los gobiernos determinarán la forma del sistema energético del futuro.

En un momento en que los factores geopolíticos ejercen nuevas y complejas influencias en los mercados energéticos, subrayando la importancia crítica de la seguridad energética, el World Energy Outlook 2018 (WEO 2018), la publicación insignia de la Agencia Internacional de Energía, detalla las tendencias energéticas mundiales y el posible impacto que tendrán en el suministro y demanda, las emisiones de carbono, la contaminación del aire y el acceso a la energía.

El análisis WEO, basado en escenarios, describe diferentes posibles futuros para el sistema energético para todos los combustibles y tecnologías. Ofrece un contraste con diferentes vías, basadas en las políticas actuales y planificadas, y aquellas que pueden cumplir los objetivos climáticos a largo plazo en virtud del Acuerdo de París, reducir la contaminación del aire y garantizar el acceso universal a la energía.

Mientras que la geografía del consumo energético continúa su desplazamiento histórico hacia Asia, el WEO 2018 encuentra señales mixtas en el ritmo y la dirección del cambio. Los mercados petroleros, por ejemplo, están entrando en un período de renovada incertidumbre y volatilidad, incluida una posible brecha de suministro a principios de 2020. La demanda de gas natural está en aumento, borrando las conversaciones sobre sobreabundancia, mientras China emerge como un consumidor gigante. La energía solar fotovoltaica avanza, pero otras tecnologías de bajas emisiones de carbono y especialmente las políticas de eficiencia aún requieren un gran impulso.

En todos los casos, los gobiernos tendrán una influencia crítica en la dirección del futuro sistema energético. Según las políticas actuales y planificadas, modeladas en el Escenario de Nuevas Políticas, la demanda de energía crecerá en más de un 25% hasta 2040, lo que requerirá una inversión anual de más de 2.000 b$ en nuevos suministros de energía.

El análisis de la AIE muestra que más del 70% de las inversiones mundiales en energía estarán impulsadas por los gobiernos y, como tal, el mensaje es claro: el destino energético del mundo reside en las decisiones gubernamentales. La elaboración de políticas e incentivos adecuadas serán fundamentales para cumplir los objetivos comunes de garantizar el suministro de energía, reducir las emisiones de carbono, mejorar la calidad del aire en los centros urbanos y ampliar el acceso básico a la energía en África y en otros lugares.

El análisis muestra que el consumo de petróleo crece en las próximas décadas, debido al aumento de la demanda de productos petroquímicos, de camiones y de la aviación. Pero cumplir con este crecimiento a corto plazo implica que deben duplicarse las aprobaciones de proyectos de petróleo convencional desde sus bajos niveles actuales. Sin tal aumento en la inversión, la producción de esquisto en EE.UU., que ya se ha expandido a un ritmo récord, tendría que agregar más de 10 millones de barriles por día desde hoy hasta 2025, el equivalente a agregar otra Rusia al suministro global en siete años – lo que sería una hazaña históricamente sin precedentes.

En los mercados energéticos, las energías renovables se han convertido en la tecnología de elección, y representan casi dos tercios de las adiciones de capacidad global hasta 2040, gracias a la caída de costes y las políticas gubernamentales de apoyo. Esto está transformando el mix energético mundial, con el porcentaje de renovables en la generación elevándose a más del 40% para 2040, desde el 25% actual, a pesar de que el carbón sigue siendo la fuente más grande y el gas sigue siendo la segundo más grande.

Esta expansión trae importantes beneficios ambientales, pero también un nuevo conjunto de desafíos que los responsables políticos deben abordar rápidamente. Con una mayor variabilidad en los suministros, los sistemas energéticos deberán hacer de la flexibilidad la piedra angular de los futuros mercados de electricidad para mantener las luces encendidas. El problema es cada vez más urgente, ya que los países de todo el mundo están incrementando rápidamente su participación en la energía solar fotovoltaica y eólica, y requerirán reformas de mercado, inversiones en red, así como mejoras en las tecnologías de respuesta a la demanda, como contadores inteligentes y tecnologías de almacenamiento en baterías.

Los mercados eléctricos también están experimentando una transformación única con una mayor demanda generada por la economía digital, los vehículos eléctricos y otros cambios tecnológicos. Como parte de su inmersión en el sector de la electricidad este año, el WEO 2018 también examina el impacto de una mayor electrificación en el transporte, los edificios y la industria. El análisis encuentra que una mayor electrificación llevaría a un máximo en la demanda de petróleo para 2030 y reduciría la dañina contaminación atmosférica. Pero tendría un impacto insignificante en las emisiones de carbono sin mayores esfuerzos para aumentar la proporción de fuentes renovables y bajas en carbono.

El Escenario de Desarrollo Sostenible de la AIE ofrece un camino para cumplir con diversos objetivos climáticos, de calidad del aire y de acceso universal de manera integrada. En este escenario, las emisiones globales de CO2 relacionadas con la energía alcanzan su punto máximo alrededor de 2020 y luego entran en un descenso abrupto y sostenido, totalmente en línea con la trayectoria requerida para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París sobre el cambio climático.

Pero la mayoría de las emisiones relacionadas con la infraestructura energética ya están esencialmente bloqueadas. En particular, las centrales eléctricas de carbón, que representan un tercio de las emisiones de CO2 relacionadas con la energía en la actualidad, representan más de un tercio de las emisiones acumuladas hasta 2040. La gran mayoría de ellas están relacionadas con proyectos en Asia, donde en promedio las plantas de carbón tienen solo 11 años de edad y les quedan décadas de funcionamiento, en comparación con los 40 años de edad promedio en EE.UU. y Europa.

“Hemos revisado toda la infraestructura energética actual y en construcción en todo el mundo, como centrales eléctricas, refinerías, automóviles y camioneS, calderas industriales y calentadores domésticos, y encontramos que representarán aproximadamente el 95% de todas las emisiones permitidas en los objetivos climáticos internacionales en las próximas décadas”, dijo el Dr. Birol.

“Esto significa que si el mundo se toma en serio el cumplimiento de sus objetivos climáticos, a partir de hoy, debe existir una preferencia sistemática por la inversión en tecnologías energéticas sostenibles. Pero también debemos ser mucho más inteligentes en la forma en que usamos nuestro sistema energético existente. Podemos generar cierto margen de maniobra al expandir el uso de la captura y utilización y almacenamiento de carbono, el uso del hidrógeno, y mejorar la eficiencia energética. Para tener éxito, esto requerirá un esfuerzo político y económico global sin precedentes”.

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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

Según los datos de REN (operador del sistema de transmisión portugués), la electricidad renovable producida en marzo (4.812 GWh) superó el consumo de la parte continental de Portugal (4.647 GWh). La producción de electricidad renovable representó el 103,6% del consumo de electricidad, un valor sin igual en los últimos 40 años. Sin embargo, hubo algunas horas en que se requirieron centrales eléctricas de combustibles fósiles y/o importaciones para complementar el suministro de electricidad de Portugal, pero estos períodos fueron totalmente compensados por otros de mayor producción renovable.

En el período bajo análisis, la participación diaria de la electricidad renovable en el consumo tuvo un mínimo del 86%, el 7 de marzo, y un máximo del 143%, el 11 de marzo. También se debe resaltar un período de 70 horas, comenzando el día 9, cuando el consumo estuvo completamente cubierto por fuentes renovables y otro período de 69 horas, comenzando el día 12.

Estos datos, además de indicar un hito histórico en el sector eléctrico portugués, demuestran la viabilidad técnica, la seguridad y la fiabilidad del funcionamiento del sistema eléctrico, con una gran parte de la electricidad renovable. El máximo anterior ocurrió en febrero de 2014 con un 99,2%.

En términos de recursos, el foco se dirige a las energías hidroeléctrica y eólica, que representaron, respectivamente, el 55% y el 42% del consumo mensual. La producción total de renovables en marzo también evitó la emisión de 1,8 millones de toneladas de CO2, lo que se tradujo en un ahorro de 21 M€ en la adquisición de derechos de emisión. En este análisis también vale la pena señalar el elevado saldo de exportación mensual del 19% del consumo de electricidad de Portugal continental (878 GWh).

Esta cuota de renovables tuvo una influencia positiva en la reducción del precio diario promedio del mercado mayorista, que fue de 39,75 €/MWh, precio muy inferior al mismo periodo del año anterior (43,94 €/MWh) cuando el peso de las energías renovables en el consumo de electricidad fue solo del 62%.

El logro del mes pasado es un ejemplo de lo que sucederá con más frecuencia en un futuro cercano. De hecho, se espera que para 2040 la producción de electricidad renovable pueda garantizar, de manera rentable, el consumo anual total de electricidad de la parte continental de Portugal. Sin embargo, eventualmente será necesario, de vez en cuando, el uso de centrales eléctricas de gas natural, sumadas a las interconexiones y al almacenamiento.

APREN y ZERO – Sustainable Earth System Association consideran vital que las políticas públicas nacionales y el marco europeo denominado “Energía limpia para todos los europeos”, que se encuentra actualmente en la fase final de decisión, permitan a Portugal alcanzar sus objetivos de carbono neutral para 2050, garantizando la fuerte expansión de la energía solar y la descarbonización a través del aumento de la demanda de electricidad en el transporte y en los sectores de calefacción y refrigeración.

El grupo Neoelectra ha adquirido la planta de cogeneración de energía eléctrica y vapor en base a biomasa que la multinacional chilena Masisa posee en su principal complejo industrial ubicado en el municipio de Cabrero (Chile). El acuerdo incluye la prestación durante 15 años de los servicios de suministro de la energía eléctrica para el complejo industrial, y la energía térmica necesaria para el proceso de secado de la madera procedente de la planta industrial de Masisa.

El activo está ubicado dentro del Complejo Industrial de Masisa, situado en el municipio de Cabrero (Región del Bío-Bío, Chile) en el que la multinacional fabrica el 68% del total de producción de tableros en Chile.

 

Más diversificada en servicios y más especializada en el cliente industrial, Neoelectra inicia la gestión de una planta de cogeneración de energía eléctrica y vapor en base a biomasa, con una potencia bruta máxima instalada de 11,1 MW y una capacidad de generación de vapor de hasta 70 toneladas hora.

Estrategia de Neoelectra en Chile

Con esta operación, el grupo empresarial español, especializado en aportar soluciones energéticas eficientes a la industria, inicia su proceso de internacionalización en Latinoamérica y amplía su porfolio de activos de cogeneración, biomasa y recuperación de CO2 alimentario, para situarse como primera compañía independiente en España.

La presencia del grupo industrial en Chile le permitirá disponer de una plataforma para el análisis de nuevas oportunidades de mercado y para el desarrollo de nuevos negocios, y contribuir así al objetivo estratégico de Neoelectra de disponer de un porfolio de activos de generación diversificados por tecnología y por geografía.

Google, Norsk Hydro y Facebook están liderando la tendencia creciente de las principales compañías que buscan un suministro de energía seguro, fiable y competitivo mediante energía renovable y reducir los riesgos asociados con el suministro de energía basado en combustibles fósiles. 100 empresas de primer nivel, incluidos los principales actores industriales, ya están comprometidas a adquirir energía renovable a corto plazo a través de contratos de compra de energía.

La industria química también ha surgido como un actor en los acuerdos de compra de energía renovable. A principios de este año, AkzoNobel encabezó un consorcio para adquirir energía del parque eólico de Bouwdokken en Holanda, como parte de un compromiso de ser neutra en carbono en 2050.

 

Actualmente, los acuerdos de compra de energía se concentran en Noruega, Suecia, Holanda, Reino Unido e Irlanda. La ampliación de este potencial requerirá aclarar el marco jurídico de los acuerdos de compra de energía y facultar a los generadores de energía renovable para que utilicen las Garantías de Origen. Esto debería abordarse de forma directa en el marco de la Directiva sobre Energía Renovable posterior a 2020.

WindEurope y SolarPower Europe liderarán este esfuerzo, en colaboración con RE100 y con el apoyo del CEFIC, como anfitriones del primero de una serie de eventos anuales sobre acuerdos de compra de energía renovable, RE-Source 2017 el 11 de octubre de 2017 en Bruselas. Engie, EDF Energies Nouvelles, ENEL Green Power, Envision y Vestas se reunirán con responsables políticos para asegurar que Europa pueda aprovechar plenamente los beneficios de un suministro de energía renovable competitivo y fiable para impulsar su economía.

Marco Mensink, Director General del CEFIC, declara: “Los acuerdos de compra de energía corporativos son beneficiosas para ambas partes: al tiempo que permiten contratos a largo plazo, proporcionan seguridad financiera a las empresas de servicios públicos y promotores y permiten a la industria química contribuir a los objetivos de sostenibilidad. Los acuerdos de compra de energía corporativos muestran que las energías renovables están madurando en soluciones basadas en el mercado.

El CEO de WindEurope, Giles Dickson, añade: “Los productores de energía eólica pueden suministrar energía barata hoy en día gracias a una reducción significativa de los costes tecnológicos y operativos en los últimos años. Pero necesitan ingresos estables para sostener sus inversiones. Los acuerdos de compra de energía corporativos jugarán un rol cada vez mayor en el suministro de energía a las empresas a precios por debajo del precio de venta al público industrial, a la vez que asegurarán un ingreso estable para los generadores de energía eólica. La nueva Directiva de Energías Renovables debería ayudar a desbloquear este potencial.

El Dr. James Watson, Director Ejecutivo de SolarPower Europe, explica: “La potencia renovable cubierta por acuerdos de compra de energía se triplicó en 2016 en comparación con 2015, lo que confirma el apetito creciente de las empresas por obtener energía verde. El año pasado 1,5 GW de potencia renovable suministraron electricidad a empresas en Europa bajo acuerdos de compra de energía – frente a 74 MW de hace apenas 4 años.

¿Cuáles son los compromisos de las ciudades con el desarrollo sostenible y la eficiencia energética? ¿Cómo pueden las ciudades colaborar a la mejora del medioambiente global? En este artículo, la asociación Madrid Subterra, dedicada a la exploración y explotación de las energías procedentes del subsuelo urbano, analiza los compromisos de las ciudades con el desarrollo eficiente de nuestros sistemas de suministro de energía, expone algunas alternativas al consumo de combustibles tradicionales y nos invita a explorar el enorme potencial energético que encierran grandes núcleos urbanos como Madrid.

Según los últimos datos ofrecidos por Naciones Unidas, en torno al 55% de la población mundial vive en ciudades. Eso significa que el 70% de los gases de efecto invernadero (GEI) que se producen en el planeta se generan en las grandes urbes y éstas representan alrededor de un 70% del consumo global de energía. Por eso, muchos organismos han alertado sobre la necesidad de revertir esta situación e incluso han asignado a las ciudades unos compromisos ambientales reales y un papel protagonista en la lucha contra el cambio climático.

 

Parte de esos compromisos fueron expresados en la Nueva Agenda Urbana, adoptada en la Tercera Conferencia de Naciones Unidas sobre Vivienda y Desarrollo Urbano Sostenible, Hábitat III, que se celebró en octubre de 2016 en Quito, Ecuador. En esta nueva hoja de ruta las ciudades asumen unos objetivos reales para erradicar la pobreza, proteger el planeta y asegurar la prosperidad para todos, durante los próximos 20 años. Recordemos cuáles son algunas de esas obligaciones de las ciudades. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2017

En julio de 2014 el Servicio Madrileño de Salud convocó un concurso público, a través de un Contrato Mixto de Suministros y Obras, para la construcción y gestión de una central térmica a gas natural en el Hospital Universitario La Paz, con una duración de 15 años y un presupuesto de licitación de casi 45 M€ (sin IVA), para el suministro de energía para atender la demanda energética de calefacción, ACS y vapor para el complejo hospitalario. Cuatro propuestas se presentaron a este concurso, resultando ganadora la UTE formada por Gas Natural Servicios SDG y Veolia Servicios Lecam.

El Hospital Universitario de La Paz es uno de los centros hospitalarios de mayor ta­maño en importancia de la Comunidad de Madrid y resulta imprescindible dentro de la red sanitaria pública. Está compuesto de cuatro edificios, que albergan el Hospital General, el Hospital Maternal, el Hospital Infantil y el Hospital de Traumatología, con una superficie total de 180.000 m2 y un total 1.328 camas.

 

Debido a la antigüedad (en torno a 50 años) y el grado de deterioro de sus insta­laciones térmicas, el Hospital Universitario La Paz se enfrentaba a unos elevados costes energéticos y de operación y mantenimiento; junto con: riesgo de falta de suministro, con el consiguiente riesgo para la salud y bienestar de pacientes y trabajadores, elevado impacto ambiental, debido al empleo de gasóleo e imposibilidad de hacer frente a los aumentos de demanda. Leer más…

Mario Bonaut Prieto, Ana María Zafra, Gas Natural Fenosa
Raúl González Alcorlo, Veolia

Artículo publicado en: FuturENERGY Enero-Febrero 2017

La presentación de ofertas para la gran subasta de energía 2015/01 en Chile finaliza el próximo 27 de julio.

Tratándose del mayor concurso realizado en diez años, se ofertarán 12.430 GWh, y parece que hay unanimidad en el mercado eléctrico ante la próxima licitación eléctrica.

En los próximos días las empresas interesadas en participar deberán presentar sus ofertas para adjudicarse parte de  estos 12.430 GWh, que se dividen en bloques y subbloques.

Hasta ahora son casi 48 empresas las que han mostrado interés por el concurso, entre las que se encuentran las tres mayores generadoras de Chile: Endesa, Colbún y AES Gener.

Todas parecen estar de acuerdo en que habrá una alta participación, y una alta competencia que provocará una bajada de precios de la que se beneficiarán los consumidores finales. También esperan ver el efecto de la Ley de Transmisión, que tendrá también su consecuencia en el precio.

El precio promedio se verá fijado por las ofertas de las grandes compañías eléctricas, que serán también las que se llevarán el mayor porcentaje ofertado. Con respecto al año pasado, se prevé que haya una disminución hasta del 40% del precio, teniendo en cuenta que las ofertas podrían oscilar entre 50 y 100 US$. También se espera gran participación de nuevas compañías extranjeras. En general los protagonistas de la licitación estiman que la oferta que se presentará a la licitación lo hará al menos por más de la mitad de la cantidad licitada. Algunos estiman que incluso algunas compañías podrían reducir su rentabilidad a mínimos con tal de obtener un contrato de suministro.

Este año, a diferencia de años anteriores, se incluye en las bases del concurso un anexo que tiene como objetivo asegurar la calidad, oportunidad y seguridad del suministro a partir de la fecha de inicio del mismo. Esto implica la contratación de una póliza de seguro o la entrega de una garantía que asegure el suministro energético.

Algunas de las compañías manifiestan también su descontento con la decisión de llevar a cabo una licitación por tan largo periodo de tiempo, 20 años, teniendo en cuenta los cambios tecnológicos que pueden producirse en ese periodo. Se estima que el dinamismo del mercado eléctrico hace imposible proyectar precios para los próximos 20 años, sobre todo teniendo en cuenta la reducción de precios que presentan las renovables.

La empresa de energía solar Proinso ha anunciado que abrirá una nueva operación en la provincia indonesia de Java Occidental. Proinso tendrá ahora distribución y productos integrados disponibles en Indonesia junto con PT. Surya Energi Indotama (SEI), una división local de EPM (ingeniería, suministro y mantenimiento) de gran experiencia.

Según comentó un portavoz de Proinso,  “Indonesia es un mercado de gran importancia para Proinso. Con más de 250 millones de personas, su economía en crecimiento, buena irradiancia solar y deficiencia energética, significa una gran oportunidad. Sin embargo, tiene importantes problemas logísticos y dificultades de ingeniería en los que nuestros socios locales están muy experimentados y pueden afrontar estos problemas con éxito “.

Proinso ha trabajado conjuntamente con PT SEI en numerosos proyectos pilotos, de generación distribuida y de servicios públicos en los últimos años, y esto consolida su capacidad, experiencia y la relación a nivel local y en todo el mundo.

A principios de este año, Proinso abrió siete nuevas oficinas en Latinoamérica. La compañía ya cuenta con 27 oficinas en todo el mundo.

La CDEEE realizó el pasado mes de Diciembre un concurso internacional en el cuál se ofertó el suministro e instalación del equipamiento necesario para la rehabilitación de la red eléctrica de distintas zonas de la isla. FCC Industrial presentó la mejor oferta técnica y económica en varios de los lotes. El total del contrato asciende a 16, 1 millones de euros con un plazo de ejecución de 12 meses.

El alcance del contrato incluye la modernización de los sistemas de medición de consumo eléctrico,  facilitándose así la regularización de los clientes y/o usuarios. También comprende la rehabilitación de las redes de media tensión y baja tensión, así como la  instalación de transformadores de distribución eléctrica y la normalización de suministros.

Con esta infraestructura,  FCC Industrial posibilita una mejora en la capacidad de suministro de electricidad a la población local, reduciéndose el número de averías. Además, este contrato permite una mejora de la seguridad ciudadana mediante la instalación de alumbrado público en zonas en las que en la actualidad es inexistente. Se facilitará la integración de las comunidades para que formen parte del proyecto, a través de la participación y representación de las organizaciones comunitarias y los usuarios en general de la zona a intervenir.