La comisión de expertos propone subir un 28,6% el gasóleo, un 5,8% el gas y bajar un 6,8% la luz

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Europa Press.- La Comisión de Expertos sobre escenarios para la Transición Energética apuesta por un encarecimiento del gas del 5,8% y también de los derivados del petróleo, especialmente del gasóleo, que subiría un 28,6%, frente a un alza del 1,8% en la gasolina, a la vez que aboga por abaratar el precio de la electricidad en un 6,8% para el consumidor doméstico.

La comisión, que ha presentado las conclusiones de su trabajo al Gobierno, considera que estas modificaciones de precios son coherentes con la necesidad de electrificar la economía para avanzar hacia la descarbonización y son alcanzables a medio plazo de forma gradual. El documento, entregado por el presidente de la comisión, Jorge Sanz, al ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, ha contado con un elevado nivel de consenso (11 votos a favor y 3 abstenciones), lo que puede convertirlo en un instrumento de referencia para la discusión de la futura legislación para la lucha contra el cambio climático.

El informe apunta a la fiscalidad como una de las herramientas claves para el cumplimiento de los objetivos comprometidos por España con la Unión Europea en materia de cambio climático. En concreto, propone sustituir los impuestos actuales por otros que internalicen los daños medioambientales bajo el axioma de que el que contamina, paga. El documento incluye 3 límites en la implantación de esta medida, como son evitar la deslocalización de la industria sometida a competencia internacional y los efectos negativos sobre otros colectivos sensibles, como agricultores y profesionales del transporte; evitar la pérdida de recaudación de las administraciones públicas y no elevar la presión fiscal.

Propone también sacar de la tarifa eléctrica la financiación de los sobrecostes de las renovables y repartirla entre todas las energías finales (electricidad, gas natural y derivados del petróleo). También sugiere que todos los vectores energéticos financien las infraestructuras necesarias para satisfacer el consumo energético (redes, para la electricidad y el gas, e infraestructuras viarias, en el caso de la gasolina y el gasóleo A).

En ausencia de una fiscalidad distorsionadora, España se convertiría en un exportador neto de electricidad a Francia «ya que la mayor penetración renovable en nuestro país permite un diferencial de precios eléctricos estructural a favor de España», explica Sanz, presidente de la comisión de expertos. El informe apunta a que el gas natural jugará un papel importante en 2030, pero su importancia se reducirá en 2050, año en el que la generación eléctrica girará exclusivamente en torno a instalaciones eólicas, fotovoltaicas, hidráulicas y el almacenamiento.

En lo que respecta a la generación eléctrica con carbón, el informe apunta a que con los precios de los combustibles del escenario central y el precio del CO2 de 50 euros por tonelada previsto en el mismo, la participación de esta tecnología en el mix eléctrico sería nula, por lo que prevé la desaparición del carbón en el mix eléctrico en el año 2030.

Mejor fijar pagos por capacidad

El informe también contempla la puesta en marcha de mecanismos de capacidad destinados a garantizar a las centrales eléctricas la recuperación de sus costes fijos y la posibilidad de hibernar centrales de generación «que, pudiendo ser redundantes actualmente, podrían necesitarse cuando se recupere la demanda de electricidad«. Esto podría ser una opción menos costosa para el consumidor que construir centrales nuevas dentro de unos años.

La comisión apunta también a una revisión de los peajes de acceso «para evitar que la electricidad siga siendo artificialmente cara» respecto de otras fuentes energéticas alternativas (gas natural y derivados del petróleo) y sea posible avanzar hacia la electrificación de la economía y, con ella, hacia una mayor penetración de las energías renovables. Según su análisis, el actual diseño de peajes incentiva ineficientemente el autoconsumo eléctrico, debido a que una parte importante de los costes fijos del sistema eléctrico se recupera a través del peaje variable de la electricidad. En consecuencia, los autoconsumidores dejan de contribuir a la financiación de dichos costes fijos, que habrán de ser soportados por los consumidores que no pueden instalar paneles en sus tejados.

«Ello supone una subvención implícita al autoconsumo que puede dar lugar a transferencias de renta regresivas, debido a la diferente capacidad adquisitiva entre los consumidores que pueden instalar paneles en sus tejados y los que no pueden, y a inversiones ineficientes, ya que la generación solar fotovoltaica es más eficiente hoy que la distribuida, gracias a las economías de escala», apunta Sanz. Por ello, la Comisión propone que se revisen los actuales peajes de acceso (fuente de la distorsión) y, al mismo tiempo, se suprima el actual peaje de respaldo.

Con respecto a las emisiones, los expertos destacan el alto grado de cumplimiento de los límites de emisiones referenciados a 2005 y el elevado grado de cumplimiento del objetivo de eficiencia energética. Sin embargo, respecto al objetivo de renovables, su cumplimiento dependerá del grado de electrificación de la economía que se alcance. «Por ello, es fundamental abordar de forma urgente la reforma de la fiscalidad ambiental en el sector energético y la reforma de los peajes de acceso, de manera que los agentes económicos respondan a las señales de precio correctas que permitan la electrificación de la economía», explica Sanz.

De no alcanzarse el suficiente grado de electrificación, será preciso impulsar medidas de eficiencia energética adicionales (por ejemplo, en aislamiento térmico de edificios) e incluso potenciar las renovables no eléctricas (solar térmica o biocarburantes) a pesar de que son más caras que las renovables eléctricas. Para alcanzar en 2050 un alto nivel de descarbonización, será necesaria la reconversión energética del parque de edificios, así como políticas públicas de apoyo al ahorro energético en la industria.

El informe recomienda igualmente considerar la extensión de la protección a los consumidores vulnerables al conjunto de suministros energéticos de los hogares, a través de un bono social energético, pero financiado desde los Presupuestos. También ve conveniente garantizar la protección efectiva frente al corte de suministro de todos los consumidores energéticos vulnerables (y no sólo a los severos), «siempre que se haga de forma que se prevengan comportamientos oportunistas», con la colaboración de todas las administraciones públicas competentes. Por último, la comisión propone contar con un Consejo para la Transición Energética y el Cambio Climático.

Los expertos calculan que cerrar las nucleares duplicaría el CO2 de la generación eléctrica y subiría un 20% su precio

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Europa Press / EFE.- La Comisión de Expertos sobre escenarios para la Transición Energética estima que el cierre adelantado de las centrales nucleares duplicaría las emisiones de CO2 en el sector eléctrico y elevaría el precio de la electricidad en un 20%. La comisión ha presentado las conclusiones de su trabajo al Gobierno y recomiendan aplicar, entre otras medidas, impuestos verdes a los vuelos domésticos y a los buques contaminantes que atraquen en puertos, y que parte de su recaudación vaya a los ayuntamientos.

El documento, entregado por el presidente de la comisión, Jorge Sanz, al ministro de Energía, Álvaro Nadal, cuenta con un elevado nivel de consenso (11 votos a favor y 3 abstenciones), lo que puede convertirlo en un instrumento de referencia para la discusión de la futura legislación para la lucha contra el cambio climático. En este sentido, los expertos consideran que alargando la vida de las centrales nucleares en 10 años se evitaría el desequilibrio entre ingresos y gastos del Fondo de Enresa previsto para el desmantelamiento de las centrales. También señalan que corresponde al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) determinar la capacidad técnica de cada instalación para continuar su operación en condiciones de seguridad.

Los expertos advierten de que el cierre de las centrales nucleares supondría un incremento de las emisiones de CO2 del sector eléctrico entre 9,6 y 15 MtCO2, lo que equivaldría a duplicar sus niveles respecto del año base; además, se incrementaría el precio del mercado eléctrico en torno a un 20% (entre 2.000 y 3.000 millones al año); no incrementaría la cuota de renovables de forma significativa (del 29,7% actual a 30,6%) y el índice de cobertura de la demanda máxima de potencia, en ciertas condiciones extremas, podría caer hasta 0,86 (cuando el objetivo es 1,1), lo que exigiría acometer inversiones en potencia firme adicional.

La Comisión de Expertos propone, además, que el Gobierno revise cuanto antes el Plan General de Residuos Radioactivos (PGRR) para reducir la incertidumbre que pesa sobre el equilibrio financiero del Fondo con el que se cubrirá el futuro desmantelamiento de las centrales nucleares y la gestión de los residuos. Además, recuerda que el valor de la tasa que nutre el fondo con el que se financia el plan no se ha modificado desde su entrada en vigor en el 2010.

Por ello, considera que resulta necesaria una revisión del valor de la misma para evitar la generación de déficits y, en consecuencia, disponer de los recursos necesarios para hacer frente a las responsabilidades futuras. «Su valor actual (6,69€/MWh) resulta insuficiente y, por tanto, da lugar a la generación de un déficit para el escenario de vida de 40 años contemplado en el vigente PGRR», aseguran. Los 7 reactores en operación, que representan aproximadamente el 7% de la potencia eléctrica instalada, generaron en 2016 el 21,39% de la producción eléctrica total, resultando la primera fuente de generación en España. Esta participación fue del 11,5% a nivel mundial y del 27,7% a nivel de la Unión Europea.

En definitiva, la Comisión considera que, en relación con los distintos desmantelamientos de centrales nucleares que haya que acometer, resulta necesaria una planificación adecuada, y con la suficiente antelación, para optimizar técnica y económicamente los recursos disponibles para llevar a cabo, tanto la gestión del combustible gastado, como la ejecución de dichos desmantelamientos. Por ello, teniendo en cuenta el tiempo transcurrido desde la aprobación del vigente Plan General de Residuos Radioactivos, se considera procedente la aprobación de un nuevo Plan al objeto de actualizar las actuaciones y soluciones técnicas a desarrollar en el futuro, así como las previsiones económico-financieras correspondientes.

Por último, al tratarse de un sector con un elevado nivel tecnológico y con experiencia y conocimientos adquiridos durante más de 50 años, esta Comisión cree que cualquier decisión que pudiera adoptarse en relación con el parque nuclear debería ir acompañada de un análisis sobre el impacto que tendría para la industria nuclear, con el objeto de tratar de preservar, al menos, el empleo altamente cualificado y las capacidades básicas con las que resulte conveniente seguir contando en el futuro.

Impuestos ambientales en el transporte

Por otro lado, la recomendación de abordar la incidencia de los buques en la calidad del aire de las ciudades donde atracan, incluida en el capítulo dedicado al transporte del documento de 500 páginas, se hace pública a dos semanas de que la Organización Marítima Internacional (OMI) se reúna para decidir cómo atajar este problema. Además, proponen acelerar el cambio de los combustibles marítimos tradicionales hacia el gas licuado, así como un diseño tarifario que tenga en cuenta las características del atraque y suministro a buques y dirija las inversiones necesarias hacia la electrificación y suministro de gas en puerto.

Los expertos concluyen que la fiscalidad ambiental es la vía para descarbonizar todas las modalidades de transporte, la principal fuente de emisiones contaminantes en España, y subrayan que mientras se instaura el impuesto al CO2 que sugieren, se debe incrementar notablemente el tipo impositivo aplicable al gasóleo. Prevén que en 2030 habrá 2,4 millones de coches eléctricos e híbridos enchufables (un 10% del parque) pero matizan que el dato, muy por debajo de las previsiones de los países del entorno, es mejorable si bajan los costes, o se apoya el despliegue de puntos de recarga.

Respecto al ahorro y eficiencia energética, los expertos destacan el papel decisivo del parque de 25 millones de viviendas de España (dos tercios de ellas construidas antes de 1990), que representan el 31% del consumo final de la energía y alrededor del 11% de las emisiones. En ese sentido, recomiendan la pronta elaboración de una nueva estrategia de rehabilitación energética para 2020-2030, la revisión del Código Técnico de la Edificación, el apoyo al autoconsumo eléctrico (suprimiendo el llamado impuesto al sol) y de renovables térmicas in situ, o la promoción de sistemas centralizados de redes de calor de alto rendimiento.

Los expertos reconocen que habrá sectores y empresas que no podrán adaptarse a una economía libre de emisiones, y urgen medidas de reactivación económica, capacitación y protección social. En el caso de las empresas susceptibles de cierre o reconversión, hablan de elaborar planes específicos con medidas de formación y recolocación de los trabajadores afectados. Otra de las claves será la evolución hacia redes inteligentes que faciliten la transición energética contribuyendo a la penetración de las renovables, del vehículo eléctrico y de la gestión del consumo por parte de los hogares.

Respecto a la gobernanza, los expertos advierten de que las decisiones que se tomen ahora en energía y clima «pueden acarrear cambios irreversibles en el futuro», por lo que los intereses generacionales y la solidaridad deben estar en el núcleo de las mismas. Concluyen que la transición debe ser inclusiva y participativa, y que para ello se requiere de una mayor colaboración entre administraciones y de un alto grado de transparencia. En esa línea, plantean la creación de un Consejo para la Transición Energética y el Cambio Climático, integrado por expertos en las materias y dotado de presupuesto y medios, para llevar a cabo una evaluación rigurosa, independiente y continuada del cumplimiento de los objetivos.

Iberdrola invirtió 246 millones de euros en I+D+i en 2017, un 17% más que en 2016

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EFE.- Iberdrola invirtió 246 millones de euros en actividades de Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) durante 2017, un 17% más que en 2016, en el que la cifra fue de 211 millones, según indicó la compañía. Estos 246 millones se destinaron principalmente a proyectos relacionados con las energías limpias, las redes inteligentes, el desarrollo de soluciones a medida para los clientes y la transformación digital.

En el área de renovables, las iniciativas se centraron en mejorar la eficiencia y los costes de operación y mantenimiento de los parques eólicos; en la integración de las renovables mediante el desarrollo de baterías; y en las nuevas instalaciones eólicas marinas del grupo. En el área de redes, la compañía ha concluido, después de 3 años de trabajos, el proyecto Upgrid, que persigue reforzar la operación y el mantenimiento de las redes de baja tensión. Según las Perspectivas 2018-2022, Iberdrola prevé invertir 4.800 millones de euros en digitalización y desarrollar 75 proyectos de innovación anuales. Este esfuerzo inversor se traducirá, según Iberdrola, en una aportación de 600 millones de euros adicionales al resultado bruto de explotación (ebitda) en 2022.

Brasil logra 2.400 millones de dólares en la subasta que otorgó 22 concesiones petroleras; Repsol se hace con 2 licencias

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EFE.- La española Repsol, una de las mayores productoras de petróleo en Brasil y que cuenta con 8 concesiones en el país, 3 de las cuales en operación, se adjudicó 2 nuevas licencias en la subasta realizada por el regulador, la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) de Brasil, que obtuvo un récord de 2.424,2 millones de dólares en una subasta en la que otorgó 22 concesiones petroleras en aguas marinas, pese a que excluyó del concurso las dos áreas más apetecidas.

La decisión del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU) de impedir la concesión de dos áreas de exploración en la cuenca marina de Santos, con las que la ANP esperaba recaudar hasta el 70% de toda la renta prevista, no impidió que las multinacionales hicieran elevadas ofertas por las otras concesiones. De hecho, la ANP obtuvo propuestas por 22 de las 47 áreas marinas que ofreció en concesión, pero no recibió ninguna oferta por las 21 áreas terrestres que pretendía subastar en las cuencas sedimentares de Paraná y Parnaíba.

12 de las 20 multinacionales inscritas para la subasta, 11 de las cuales eran extranjeras, obtuvieron licencias en el concurso, en el que Brasil consiguió adjudicar el 32% de las 68 concesiones que ofreció. El valor recaudado en la subasta, la decimoquinta realizada por la ANP desde que Brasil puso fin al monopolio de Petrobras en 1999, superó los 1.163,6 millones de dólares obtenidos en el concurso de septiembre pasado y que era hasta ahora un récord en concesiones petroleras. En la subasta de septiembre pasado, el regulador recibió ofertas por 37 de las 287 áreas que ofreció entonces en concesión a 17 grandes multinacionales.

El récord obedeció ahora al alto valor que las multinacionales pagaron por los derechos para explotar las 9 áreas ofrecidas en la cuenca marina de Campos, el principal polo petrolero del país. El mayor vencedor, además de la estatal Petrobras, fue nuevamente la estadounidense Exxonmobil, que durante muchos años estuvo alejada de Brasil y hasta septiembre sólo tenía 2 concesiones en el país y se ha volcado en la subasta petrolera celebrada consiguiendo 8 permisos de exploración y producción, ya sea como operador o como miembro de otros consorcios. De hecho, se adjudicó 4 de las 9 concesiones ofrecidas en la cuenca de Campos, 2 como operador y otras 2 en consorcios en los que se asoció a la brasileña.

Estas cuatro concesiones, vencidas por dos consorcios en que Exxon (40%) se asoció a Petrobras (30%) y a la noruega Statoil (30%) y por otros dos en que la estadounidense (40%) participó con Petrobras (30%) y la qatarí QPI (30%), tuvieron un coste de 2.054,5 millones de dólares, el 85% del total recaudado. Los otros vencedores en la subasta de concesiones en la cuenca de Campos fueron la española Repsol (40%), que se adjudicó por 27,9 millones de dólares derechos sobre dos áreas en un consorcio junto a la estadounidense Chevron (40%) y a la alemana Winstershall (20%), y las británicas BP Energy, con dos bloques, y Shell, con otro. La española opera en Brasil asociada a la china Sinopec.

Los vencedores, además, pagaron un sobreprecio promedio del 680% sobre el valor mínimo exigido por el Gobierno por cada una de las 9 concesiones de la cuenca de Campos. Exxon también es el operador, con 64%, de un consorcio con QPI (36%) que se adjudicó 2 de las 3 concesiones que fueron ofrecidas en la cuenca marina de Santos. E igualmente lideró otro consorcio (50%), junto a la estadounidense Murphy (20%) y a la brasileña Queiroz Galvao (30%), que venció la subasta por las dos concesiones ofrecidas en la cuenca marina de Sergipe-Alagoas. La otra área concedida en la cuenca de Santos lo obtuvo un consorcio integrado por Chevron (40%), Wintershall (20%) y Repsol (40%).

Las otras siete concesiones, en la cuenca marina Potiguar, se las adjudicaron Petrobras, Shell y Wintershall. La alta recaudación sorprendió al Gobierno, que sólo esperaba ese valor con la suma de las dos concesiones petroleras programadas para este año. «Multiplicó nuestras expectativas», admitió el secretario de Petróleo del Ministerio de Minas y Energía, Marcio Felix, para quien la subasta podría haber generado hasta 3.636,4 millones de dólares si no hubiera sido por la exclusión de las dos concesiones más valiosas.

El funcionario atribuyó el éxito de la subasta a las reformas introducidas en los últimos meses para aumentar el interés de las petroleras extranjeras, como la menor exigencia de equipos fabricados en Brasil en las operaciones. «Quedó comprobado que las aguas profundas brasileñas están entre las áreas que más atraen a las petroleras actualmente en el mundo», destacó asimismo el presidente de Petrobras, Pedro Parente. «Ahora tenemos mucha más confianza en invertir en Brasil, sin ninguna duda. La nueva apuesta demuestra nuestra confianza en Brasil. Tenemos varias oportunidades y estamos analizando cada subasta», afirmó la presidenta de Exxon en Brasil, Carla Lacerta, tras la subasta.

Las concesiones escogidas por Repsol están próximas al presal, el horizonte de explotación con gigantescas reservas que Brasil descubrió en aguas muy profundas del océano Atlántico y por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor. Repsol ya opera yacimientos en el presal en las cuentas marinas de Campos, Santos y Espíritu Santo. La española extrae petróleo en Brasil en los campos marinos de Albacora Leste, Sapinhoá y Lapa y tiene concesiones sobre áreas con gran potencial.

El campo Sapinhoá, en el que es socio del consorcio que explota la concesión, tiene reservas calculadas de 2.100 millones de barriles y ya produce unos 190.000 barriles diarios. En Albacora Leste, en donde es socia con un 10% de Petrobras (90%), extrae petróleo desde 2006. Su producción propia en Brasil era a finales del 2017 de cerca de 100.000 barriles diarios. Además, la española tiene derechos sobre el bloque BM-C-33, en el que fueron realizados hasta ahora tres grandes descubrimientos con reservas calculadas en 700 millones de barriles de petróleo y 3 billones de pies cúbicos de gas natural.

Repsol también integra el consorcio, junto a Petrobras y Shell, que en septiembre pasado se adjudicó el derecho a explotar el área del entorno de Sapinhoá, una de las áreas en el presal más disputadas en la subasta de entonces. Repsol, que inició sus operaciones en Brasil en 1997, es la tercera mayor productora en el país, tan sólo superada por Petrobras y Shell. Brasil es el quinto país más importante para la española en términos de producción de entre los 30 en que actúa.

China desafía al dólar con el lanzamiento del contrato de futuros de petróleo en yuanes en la Bolsa de Shanghái

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EFE.- China dio su primer paso para conseguir que el yuan se convierta en moneda de referencia para fijar los precios sobre las materias primas con el lanzamiento del contrato de futuros de petróleo en yuanes en la Bolsa de Shanghái.

El segundo mayor consumidor de petróleo del mundo después de Estados Unidos quiere hacer que su creciente poder económico se traduzca también en poder para establecer los precios mundiales y que China y Asia tengan una menor dependencia del dólar. En ausencia de un punto de referencia para el crudo en la región, los países asiáticos pagan más que Europa y América por el petróleo importado. En el caso de China, eso supone 2.000 millones de dólares adicionales por año.

Tras décadas retrasándolo, el inicio de estos contratos fue anunciado recientemente por la Comisión Reguladora de Valores de China y finalmente se ha materializado, en una operación con la que China desafía a las referencias petroleras del mundo denominadas en dólares, el Brent y el West Texas Intermediate (WTI). China ya intentó en los años noventa establecer un mecanismo de contratos locales para el comercio de petróleo, pero pronto dejó de operarlo. Este es el primer futuro cotizado en la parte continental de China abierto a los inversores extranjeros. El país asiático busca que desde el exterior haya una aceptación de los futuros y se conviertan en una referencia para las transacciones globales de petróleo.

El interés de Pekín para que lleguen inversiones foráneas es tal que recientemente el Ministerio de Finanzas anunciaba la suspensión de los impuestos sobre los ingresos de los inversores extranjeros que negocien contratos de futuros de crudo en yuanes. Esa suspensión fiscal se extenderá durante 3 años de duración para los inversores individuales en el extranjero y también estará vigente para los inversores institucionales, aunque para ellos no se ha especificado la duración del plazo.

Y es que, según el analista de Facts Global Energy (FGE), Weng Inn Chin, el éxito o fracaso de este lanzamiento dependerá de si convence a los inversores extranjeros. «Sin una amplia gama de compradores/vendedores internacionales, el intercambio no será popular», apuntó. «La liquidez de un contrato de futuros es clave; los inversores son tradicionalmente cautelosos de las transacciones en las bolsas chinas debido al riesgo de interferencia del Estado«, agregó este experto, quien cree que el desarrollo de este mercado «se enfrenta a muchos retos» aunque el movimiento de China tiene «mucho sentido lógico».

Pese a que numerosos expertos han acogido favorablemente la decisión de China, la mayoría coincide en que tendrá que pasar tiempo para que estos nuevos futuros petroleros desafíen realmente a los puntos de referencia actuales. Según explicó el responsable de análisis macroeconómico y de materias primas de Julius Baer, Norbert Rücker, por el momento este nuevo contrato no va a tener «un gran impacto en el mercado». «El trading del petróleo y las materias primas está en general muy establecido en dólares estadounidenses. El lanzamiento de este contrato se retrasó, lo que puede ser indicio de que el interés es bastante limitado. Hay otras medidas que parecen más relevantes para la internacionalización del yuan», concluyó.

Los futuros cotizados son contratos que se entregarán desde septiembre de 2018 hasta marzo de 2019. Los precios de referencia de 15 contratos se fijaron en 416 yuanes (65,8 dólares), 388 yuanes (61,5 dólares) y 375 yuanes (59,4 dólares) por barril, dependiendo de las fechas de entrega. El precio de apertura del contrato SC1809 comenzó en 440 yuanes (69,8 dólares) por barril. Los márgenes comerciales para los futuros se establecen en el 7% del valor del contrato, mientras que los límites de negociación ascendente y descendente son del 5%, y los de las transacciones en el primer día de negociación se fijaron en el 10% de los precios de referencia.

Las distribuidoras de electricidad de Extremadura invertirán 158 millones en la región en tres años

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EFE. – Las 26 empresas distribuidoras de electricidad que operan en Extremadura prevén invertir 158 millones de euros en la región entre 2019 y 2021 para el desarrollo de nuevas infraestructuras y, así, mejorar la calidad del suministro a la población.

Para este tema, los responsables de las compañías y el consejero de Economía e Infraestructuras, José Luis Navarro, han mantenido una reunión en la que los primeros han explicado los planes de inversión de sus empresas.

El montante de inversiones se realiza para cumplir con los requisitos legales de calidad de suministro y abarcan un amplio abanico de proyectos, como nuevos desarrollos de la red de alta y baja tensión, y de las redes inteligentes, y la renovación de las subestaciones y las líneas de alta y baja tensión.

De entre todos los planes destaca por su coste las inversiones que prevén realizar las compañías distribuidoras Iberdrola y Endesa, que representan conjuntamente más del 75,7 por ciento de la inversión total a llevar a cabo en el territorio extremeño.

Iberdrola ha informado que las inversiones en las subestaciones eléctricas de Montehermoso y Jaraíz de la Vera, en la provincia de Cáceres, supondrán un desembolso de 2 y 3,4 millones de euros, respectivamente. Además, en la provincia de Badajoz, se construirá una nueva subestación en Valdetorres, con una inversión de 4,3 millones de euros, y se reformará la subestación de Medellín, por 2 millones de euros.

 

Inversiones de Endesa

Por su parte, en lo que a Endesa se refiere, la Junta ha subrayado el conjunto de medidas que para la zona sur de su distribución, que abarca las infraestructuras eléctricas que conectan Zafra, La Lapa, Feria, La Parra, Salvatierra de los Barros, Salvaleón, La Morera y Nogales.

En otra parte del territorio español, Endesa ha invertido 90.000 euros en la realización de trabajos de adecuación de la red eléctrica de media tensión que suministra energía a las localidades turolenses de Sarrión, Alcalá de la Selva y Valderrobres.

Las actuaciones servirán para mejorar las líneas de distribución a 20 kilovoltios Sarrión-Venta del Aire, Alcalá de la Selva-Aguilar y a 25 kilovoltios Valderrobres-La Fresneda, a las que se ha dotado de nuevos sistemas de protección, control y telemando

Según la compañía, la instalación de los nuevos equipos y sistemas contribuirá a consolidar la fiabilidad de la red y a facilitar la reposición del suministro en caso de que se produzca alguna incidencia así como a hacer frente a futuros incrementos de la demanda en esta zona..

El Gobierno impulsa un Plan Renove de 30 millones de euros para mejorar el consumo energético en el sector hostelero

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Europa Press. – El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital ha impulsado un Plan Renove de 30 millones de euros para mejorar el consumo energético en el sector de la hostelería, proyecto lanzado a través del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de Energía (IDAE), con la intervención del Instituto de Crédito Oficial (ICO), el Banco de Inversiones (BEI) y la Federación Española de Hostelería (FEHR).

El nuevo plan prevé facilitar el acceso al crédito de los establecimientos hosteleros que proyecten mejoras en su eficiencia energética y permite financiar hasta el 100% de la inversión. Su tramitación, ya operativa, debe hacerse por los interesados en las entidades financieras colaboradoras con el ICO en su comercialización, cuya lista actualizada puede consultarse en la web de la institución de crédito.

El Plan Renove Hostelería permitirá financiar proyectos por un importe máximo de 1,5 millones de euros que habrán de ejecutarse en un plazo no superior a los 12 meses. La línea también puede financiar los costes de las actuaciones preparatorias necesarias para presentar la solicitud, como proyecto, memorias técnicas, etc., siempre que se hayan llevado a cabo después del 23 de diciembre de 2017.

Según ha explicado el ICO, el IDAE asumirá el 50% del riesgo de las operaciones financiadas con cargo al Fondo Nacional de Eficiencia Energética. Las entidades financieras participantes asumirán el 50% restante. Por su parte, el ICO ha firmado un acuerdo con el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para proveer de fondos la línea con el objetivo de mejorar la eficiencia energética del sector.

Las empresas y profesionales interesados podrán solicitar y consultar información actualizada sobre la iniciativa a través del sitio ‘renovehosteleria.com’.

Repsol abrirá próximamente 13 gasolineras en los estados mexicanos de Puebla y Veracruz aliándose con empresas locales

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EFE.- La multinacional española Repsol anunció la firma de acuerdos con empresas locales para abrir próximamente 13 gasolineras en los estados de Puebla y Veracruz, en el centro y en el este de México, según indicó la compañía. «Repsol ha materializado acuerdos con aliados locales para abrir 13 estaciones de servicio en Veracruz y Puebla. Ofrecerá en sus estaciones los combustibles Neotech, una formulación exclusiva desarrollada en su centro de tecnología», destacó la empresa.

La petrolera, que abrió recientemente sus primeras 10 gasolineras en Ciudad de México y anunció un plan para abrir 1.200 estaciones de servicio en 5 años, explicó que la llegada a estas regiones del país se llevará a cabo con «aliados locales», integrados en la actualidad en el grupo OctanFuel. Repsol comenzará su proyecto de expansión nacional en el segmento de las estaciones de servicio de la mano de asociaciones y jugadores de la industria energética como Roberto Díaz, presidente de la Organización Nacional de Expendedores de Petróleo (Onexpo), y Gilberto Bravo Torra, presidente de OctanFuel y de la Organización de Gasolineros de Veracruz (OGAVE).

Apuesta de Repsol por México

«México es un país con gran potencial de crecimiento, que representa para nuestra compañía una apuesta clara y un mercado estratégico. Es un motivo de orgullo poder iniciar nuestra expansión nacional en Veracruz y Puebla», afirmó el director Comercial y de Desarrollo de Red de Repsol para México, Oliver Fernández, ante más de 200 propietarios de estaciones de servicio de los estados de Puebla, Oaxaca, Chiapas, Tabasco y Veracruz, los cuales cuentan con más de 700 gasolineras en estos estados.

Los acuerdos firmados para Veracruz y Puebla reafirman el compromiso y el proyecto a largo plazo de Repsol en México, cuyo objetivo es abrir entre 200 y 250 estaciones de servicio anuales, hasta alcanzar una cuota de mercado del 8% al 10%, indicó. Para tal fin, dedicarán una inversión cercana a los 8.000 millones de pesos (unos 348,7 millones de euros). Repsol prevé finalizar el 2018 con 200 estaciones operativas.

El Ayuntamiento de Manacor pide a Red Eléctrica que el nuevo tendido eléctrico de alta tensión hasta Artà sea soterrado

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EFE.- El Ayuntamiento de Manacor ha anunciado que presentará alegaciones al anteproyecto y pedirá el soterramiento total o parcial del tendido eléctrico que Red Eléctrica de España quiere construir hasta Artà, tras la reunión celebrada con los afectados. El consistorio recuerda que Red Eléctrica prevé construir un nuevo tendido eléctrico de 220 kilovoltios entre Manacor y Artà y ampliar las estaciones eléctricas de Els Bessons, en Manacor, y la de Artà.

La futura línea debe servir para reforzar la conexión con Menorca pero los afectados y los representantes municipales coinciden en que «el anteproyecto de tendido eléctrico tiene más de 24 kilómetros de longitud y se ha presentado sin ninguna alternativa que reduzca el impacto que puede suponer para las zonas de protección de yacimientos arqueológicos, los bosques, y las áreas naturales protegidas cercanas al trazado de la línea eléctrica». Reunidos los representantes del Ayuntamiento de Manacor, integrantes de la Plataforma en Defensa del Llevant, particulares afectados y representantes del Ayuntamiento de Sant Llorenç, todos compartieron su preocupación por este proyecto.

El equipo de gobierno del Ayuntamiento de Manacor ha anunciado que presentará alegaciones con la intención de «que la empresa plantee el soterramiento total o parcial del tendido eléctrico«. Los representantes de los tres partidos políticos que forman el gobierno municipal convienen que «no podemos estar de acuerdo con un anteproyecto que ni siquiera presenta soluciones o trazados alternativos para reducir su impacto sobre el paisaje y el medio ambiente«. Además «tal como nos han hecho llegar los afectados, algunas torres eléctricas del nuevo proyecto se sitúan tan cerca de viviendas que contradice el propio estudio de impacto ambiental del anteproyecto», explican desde el Ayuntamiento.

El Ayuntamiento presentará, a partir de estudios de impacto ambiental y otros informes técnicos, las alegaciones correspondientes a los proyectos del tendido eléctrico y la ampliación de la subestación de Bessons. Los técnicos apuntan que el estudio de impacto ambiental que incluye el anteproyecto de la nueva línea «debería incluir diversas alternativas relativas al soterramiento total o parcial de la línea eléctrica». Recalcan que el propio informe añade que «las entradas y salidas de las subestaciones, son algunos de los espacios donde más justificado sería soterrar líneas». Asimismo, echan en falta “una comparativa que permita ver la diferencia de dimensiones entre los soportes retirados y los nuevos que se instalarán».

Ciudadanos rechaza las torres cuestionadas

Por su parte, la agrupación de Ciudadanos en Manacor ha manifestado su rechazo al anteproyecto de instalación de una nueva red de tendido eléctrico entre el municipio y Artà y su preocupación por el impacto ambiental que supondría y demanda que se estudien las peticiones de los vecinos. Sobre la red que unirá Es Bessons y Cala Mesquida a su paso por Manacor, Sant Llorenç, Son Servera y Artà y que prevé la instalación de 61 torres de alta tensión de entre 30 y 56 metros de altura, la coordinadora de Cs en Manacor, Joana Maria Salas, pide a Red Eléctrica que «se atiendan y estudien las demandas de vecinos del Llevant e instituciones municipales».

«Rechazamos un proyecto que pasa por zonas protegidas, que talaría árboles, que construye estaciones de energía de grandes dimensiones y que no ha sido consensuado con los vecinos de la zona», ha manifestado Salas. «Desde Cs Manacor hemos defendido el proyecto que tuviese el mínimo impacto ambiental y no entendemos como REE ha cambiado de opinión y hace una nueva línea con torres de entre 30 y 56 metros de altura, cuando consensuó en 2014 con el Llevant, Ayuntamientos de Manacor, Sant Llorenç, Son Servera y Artà y el propio Gobierno autonómico balear, el proyecto por el cual se potenciaría la línea actual«, ha lamentado.

Salas ha alertado de que «el impacto ambiental de sustituir las torres eléctricas por otras mucho más grandes es altísimo». La coordinadora de Cs se ha mostrado partidaria de «una propuesta de soterramiento, al igual que defienden los vecinos y ayuntamientos de la zona del Llevant, ya que la diferencia económica no es amplia» y pide que «se atiendan y estudien las demandas de vecinos del Llevant e instituciones municipales».

Acciona y Swicorp inician las obras de 3 plantas fotovoltaicas en Egipto con una inversión de 146 millones de euros

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EFE.- Acciona Energía, filial de renovables del grupo Acciona, y la compañía saudí Swicorp, a través de la plataforma Enara, han comenzado la construcción de 3 plantas fotovoltaicas en Egipto que supondrán una inversión de unos 180 millones de dólares (casi 146 millones de euros). Según la empresa española, se trata del primer proyecto renovable de Acciona Energía en ese país.

Cada compañía contará con el 50% del capital de las 3 instalaciones, que suman 150 megavatios y estarán situadas en el complejo Benban, creado por el Gobierno egipcio en la región de Asuán. Los trabajos de construcción durarán 12 meses aproximadamente. Según Acciona, las 3 infraestructuras producirán energía limpia equivalente al consumo de 150.000 hogares egipcios. De esta forma, evitarán la emisión de 297.000 toneladas de CO2 anuales si se compara con la energía obtenida en centrales de fuelóleo. Los tres proyectos están acogidos al régimen de incentivos establecido por la Administración egipcia en 2016.

La energía generada será suministrada a la eléctrica pública Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) en virtud de un contrato de compraventa de energía a largo plazo (25 años). El complejo fotovoltaico de Benban ocupa 37,2 kilómetros cuadrados de superficie y está promovido por la administración egipcia a través de la New and Renewable Energy Authority (NREA). Estas instalaciones son capaces de acoger 41 plantas fotovoltaicas de titularidad privada, con una potencia conjunta de 1.800 MW.