Bruselas ve posible reducir un 25% el CO2 europeo mediante normas de ahorro energético

Esta idea aparece recogida en la esperada «Hoja de ruta para una economía baja en carbono en 2050« que la comisaria europea de Acción por el Clima, Connie Hedegaard, presentará el próximo 8 de marzo.

La nueva estrategia prometía arrojar luz sobre el dilema europeo entre mantener para 2020 su objetivo de recorte de emisiones de dióxido de carbono (CO2) en el 20 % o elevarlo hasta el 30 %, pero, lejos de aclarar los términos, desvía la atención hacia la necesidad de hacer más en materia de eficiencia energética.

El documento asegura que la oferta de la Unión Europea de llegar al 30 % en su reducción de emisiones si otros países hacen esfuerzos similares «sigue sobre la mesa», pero lo cierto es que el análisis pasa de puntillas sobre si se trata de una meta alcanzable.

Afirma, eso sí, que para alcanzar el otro gran compromiso comunitario en materia de emisiones (un recorte de entre el 80 y el 95 % para 2050), se necesitará haber logrado en 2030 una rebaja del 40 % respecto a los niveles de CO2 de 1990.

Por otro lado, indica que sólo con que la Unión Europea alcanzase su compromiso de ser un 20 % más eficaz desde el punto de vista energético en 2020, se lograría una disminución del 25 % de las emisiones contaminantes.

Evitar el despilfarro energético y reducir la dependencia de las importaciones -la Unión Europea compra al exterior el 54 % del gas y el petróleo que consume- reportará además beneficios por valor de entre 175.000 y 320.000 millones de euros anuales en las próximas cuatro décadas.

La Unión Europea se marcó en 2007 el triple objetivo de reducir sus emisiones en un 20 % (compromiso que en 2008 se amplió hasta el 30 % condicional), lograr que un 20 % de la energía que consume proceda de fuentes renovables y tomar las medidas necesarias para que el ahorro energético llegue al 20 %, todo para 2020.

De esos tres objetivos, el de eficiencia energética es el único que no es obligatorio y el único que va camino de no cumplirse, según reconoció la cumbre de líderes de la Unión Europea del pasado 4 de febrero.

Por eso, Hedegaard insiste en la necesidad de ir más allá, aunque no reclama directamente que se fije una meta vinculante, como sí solicitan el Parlamento Europeo y las organizaciones ecologistas.

La pelota queda en el tejado del comisario europeo de Energía, Günther Oettinger, reticente a contraer nuevas obligaciones. El alemán debe presentar su plan energético para los próximos años a la vez que Hedegaard su hoja de ruta sobre emisiones, el 8 de marzo.

La rivalidad entre ambos comisarios ya se ha dejado sentir en otras ocasiones, como fue el caso de los subsidios a las minas de carbón deficitarias. Hedegaard defendió entonces eliminar las ayudas en 2014, pero Oettinger pidió que se mantuvieran hasta 2018 para contentar a España y a la canciller alemana Angela Merkel, con la que comparte nacionalidad, partido e intereses. El colegio de comisarios de la Unión Europea respaldó autorizar las ayudas hasta 2018.

El déficit tarifario alcanzó los 4.864 millones en el año 2010

Según la última liquidación provisional de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), esta cifra, una deuda reconocida a las empresas eléctricas, supera en un 41,6 % la previsión del organismo para 2010, fijada en 3.433 millones de euros. No obstante, los 4.864 millones están por debajo del nuevo límite de 5.500 millones que estableció el Gobierno para 2010.

La CNE detalla que el total de ingresos brutos del sistema fue de 11.851 millones de euros, una cifra que resultó insuficiente para cubrir las diferentes partidas que soporta la tarifa.

A esta cantidad, se restaron los 7.066 millones de euros correspondientes a las primas, retribución que reciben por su producción las instalaciones del régimen especial, donde están incluidas las renovables.

Tras esto, se destinaron 1.317 millones de euros a retribuir la actividad de transporte; 5.114 millones a la de distribución y gestión comercial, 401 millones al sistema de interrumpibilidad y 286 para el plan de ahorro y estrategia energética, entre otras partidas. En total, faltaron 4.864 millones para cubrir todos los costes.

Esta deuda, reconocida y financiada por las empresas eléctricas, se suma a las cantidades acumuladas de ejercicios anteriores.

En enero, el ministerio de Industria fijó en 16.694 millones de euros el déficit de tarifa pendiente de cobro al cierre de 2010 y que se puede titulizar y colocar en el mercado.

Por empresas, Endesa tiene derecho a cobrar prácticamente la mitad de esta cifra, 8.467 millones de euros y a Iberdrola, 5.183 millones de euros.

Para colocar esta deuda, se creó el Fondo de Amortización del Déficit Eléctrico (FADE) a través del que el Tesoro ha realizado dos emisiones de 2.000 millones de euros.

De acuerdo con la normativa, en julio deberá haberse colocado en el mercado el total previsto, esos 16.694 millones de euros, y a partir de 2013 no podrá generase más déficit de tarifa y, por tanto, el recibo de la luz deberá ser suficiente para cubrir los costes.

Ciuden representa a España en el lanzamiento en Noruega de una red europea de captura y almacenamiento de CO2

Eccsel se articula como una red pan-europea, financiada por la Comisión Europea, coordinada por Noruega y cuyos socios son organismos de investigación y universidades de Alemania, Holanda, Francia, Dinamarca, Grecia, Italia, Polonia, Suiza, Croacia, Reino Unido y España, según informaron fuentes de Ciuden.

Esta iniciativa internacional tiene el objetivo de generar conocimiento en las infraestructuras e instalaciones europeas a través de la coordinación de diferentes grupos de trabajo para avanzar en programas de desarrollo tecnológico conjunto y facilitar el intercambio de conocimiento con el objetivo último de conseguir el despliegue de estas tecnologías en la industria.

La infraestructura de la red aborda la investigación básica y aplicada en procesos de captura de CO2 y el desarrollo de métodos de calificación para instalaciones de almacenamiento de CO2, entre otras actividades planificadas.

La iniciativa contempla tres tecnologías para capturar el dióxido de carbono: pre-combustión, postcombustión y oxicombustión, además de otras tres tecnologías para su almacenamiento en acuíferos, yacimientos agotados de petróleo o gas natural y yacimientos de metano en vetas de carbón.

El plan incluye la puesta en común de las infraestructuras nacionales existentes y su proyección a nivel europeo, con el fin de ponerlas a disposición de los investigadores que se encuentren vinculados directa o indirectamente en los organismos participantes en el proyecto.

Además, Eccsel forma parte del Foro Europeo Estratégico para las Infraestructuras de Investigación (Esfri), para construir en Europa un espacio competitivo de investigación y permitir a los investigadores y tecnólogos españoles competir a nivel mundial.

Para Ciuden, es «estratégico» situar la plena integración de los programas de captura y almacenamiento en las actividades y tareas a desarrollar en Eccsel y «posicionarse a nivel internacional estableciendo lazos con otros centros y generando conocimiento para el avance del desarrollo tecnológico de la captura, transporte y almacenamiento de CO2″.

Estos programas responden al plan estratégico adoptado por la Fundación para contribuir decisivamente a que España se sitúe «en primera línea» de desarrollo de las tecnologías del uso limpio del carbón, «instrumento clave para luchar contra el cambio climático junto a las energías renovables y a la eficiencia energética».

El FADE coloca 2.000 millones de euros al 5% en la segunda emisión de la deuda eléctrica

La colocación se ha adjudicado a un plazo de cinco años, hasta junio de 2015, y con una mayor remuneración que la primera, dado que se pagará a un tipo del 5,086%, frente al del 4,8% al que se abonará la anterior.

En concreto, se han vendido en el mercado a 234 puntos básicos por encima del «mid swap» o 90 puntos básicos por encima de los bonos del Tesoro español, frente a los 80 puntos básicos de diferencia con los que se colocó la primera emisión.

La emisión obtuvo una buena respuesta entre los inversores domésticos -con un 53% de la demanda-, así como internacionales, destacando las órdenes procedentes de Reino Unido (20%), Francia (11%) y Alemania y Austria (5,5%).

Un 44% del total de las peticiones procedieron de los bancos, un 31% de las gestoras de fondo y un 20% de las aseguradoras y fondos de pensiones.

Fuentes del sector energético han expresado su satisfacción por la alta demanda recibida en esta segunda emisión, cuyo volumen, tanto en términos de deuda emitida como de demanda, es similar al de la primera.

Esta segunda emisión será además previsiblemente la antesala de varias operaciones similares durante las próximas semanas, en las que se intentarán colocar en los mercados, antes de que concluya el próximo mes de marzo, 10.000 millones de euros de la deuda eléctrica.

La legislación indica que el FADE debe colocar antes de julio el resto de deuda que financian las eléctricas, esto es, 13.400 millones de euros, según los últimos datos.

La primera colocación, realizada en enero, recibió una demanda equivalente a 2.400 millones de euros y se vendió la deuda a un tipo del 4,8%.

Como ocurrió en esta primera operación, las entidades aseguradoras y colocadoras de la emisión son BBVA, BNP Paribas, Crédit Agricole, Deutsche Bank, Goldman Sachs y Banco Santander.

La segunda emisión del déficit de tarifa ha coincidido con la colocación por parte del Tesoro de casi 6.200 millones de letras a 12 y 18 meses a tipos más bajos.

El presidente de Endesa, Borja Prado, valoró la segunda colocación del déficit de tarifa eléctrico y señaló que espera que se siga el ritmo «prometido» de realizar cada «6 o 7 semanas» la emisión de un tramo de esta deuda.

En declaraciones a los medios tras su intervención en la «Jornada sostenible» de Enel, Prado afirmó que es «bueno» que se haya colocado otro tramo y apuntó que confía en que se pueda emitir esta deuda, que ronda los 20.000 millones de euros, en un plazo corto.

«El Gobierno está aprovechando ángulos para emitir la deuda eléctrica a precios razonables (…) pero esto es algo que depende de la situación de los mercados«, añadió Prado, antes de señalar que emitir cuánto antes esta deuda será también un buen indicativo para la economía española.

Lo que paga el consumidor

El déficit de tarifa se crea porque los costes del sistema eléctrico son superiores a los ingresos, y debe ser devuelto por los consumidores a través de la tarifa de la luz.

Las eléctricas financiaban hasta ahora esta deuda a un tipo de Euríbor a tres meses, inferior al tipo de la emisión, de modo que a partir de ahora los consumidores deberán pagar un coste superior para recuperar el desajuste.

En concreto, el consumidor está pagando en la actualidad la deuda eléctrica a un tipo del 0,726%, de modo que los intereses anuales de este pasivo asciende a 120 millones de euros. Si el tipo del 4,8% de la primera emisión se extrapolase a toda la colocación, el coste anual superaría los 800 millones de euros, y si se extrapolase el tipo marcado en la emisión actual, del 5,086%, el coste sería de 847 millones anuales.

La colocación en los mercados del déficit de tarifa permite convertir en deuda negociable un pasivo de hasta 22.000 millones de euros que hasta la fecha se encargaban de financiar las principales compañías eléctricas, esto es, Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, HC y E.On, y que comenzaba a afectar a su balance.

Atendiendo al déficit de tarifa acumulado y según datos del FADE, Endesa es la eléctrica que más debe cobrar del déficit eléctrico, 9.026 millones de euros, mientras que Iberdrola y Gas Natural, las otras dos grandes eléctricas españolas, acumulan un déficit de 5.417 y de 2.034 millones de euros.

El consumo de gas natural se mantiene en 2010 y Argelia alcanza un 30% del suministro

La asociación destaca el buen comportamiento de la demanda convencional de gas durante el año, esto es, el correspondiente al consumo doméstico, comercial e industrial, ya que su incremento se situó en el 10%.

El sector doméstico y comercial experimentó un avance del 16% a causa de las bajas temperaturas y de la captación de nuevos clientes, mientras que el mercado industrial también evoluciona positivamente, con un aumento del 8% respecto al año anterior.

Frente a este aumento de la demanda convencional, la generación eléctrica en plantas de gas disminuyó en un 16% debido a la elevada hidraulicidad y al incremento de generación eléctrica con fuentes renovables.

Por otro lado, si en 2009 España recibía gas de 11 mercados diferentes, el año pasado esta cifra llegó a 14. De esta manera, el país eleva la seguridad de suministro y se reafirma como uno de los países europeos que más diversificada tiene la procedencia de gas natural.

El principal suministrador de gas es Argelia, con un 30%, por delante de Nigeria, con un 21,5%, de los Países del Golfo, con un 16%, de Noruega, con un 9%, Trinidad y Tobago, con un 9%, y Egipto, con un 8%.

El 76% del abastecimiento de gas natural al mercado se produce mediante buques metaneros, en forma de GNL, mientras que el 24% restante lo hace vía gasoducto.

La longitud de la red española de gas aumentó un 34% en los últimos cinco años y alcanza los 74.200 kilómetros. Esta red, que llegó en 2010 a 1.497 municipios y todavía tiene un potencial de crecimiento elevado, ya que el 76% de la población española vive en municipios con suministro de gas y sólo cerca del 33% lo utiliza, afirma Sedigás.

Las inversiones materiales relacionadas con el gas alcanzaron 1.084 millones de euros durante 2010 y se destinaron en buena parte a aumentar la capacidad regasificadora y a expandir la red de transporte y distribución de gas.

España reanuda el comercio de emisiones de CO2 de la UE

Bruselas cerró el pasado 19 de enero su mercado de emisiones, tras detectarse una ola de robos informáticos. El registro español será el séptimo que reanuda sus operaciones normales tras los de Francia, Alemania, Países Bajos, Eslovaquia, Reino Unido y Portugal.

El Ejecutivo comunitario colabora de forma «constructiva» con el resto de Estados miembros para reforzar la seguridad y anunciará con 24 horas de antelación la reactivación de cada registro nacional cuando cumpla los requisitos, según ha informado en un comunicado.

Los robos informáticos afectaron a República Checa, Grecia, Austria, Estonia y Polonia. El sistema de comercio de emisiones de la Unión Europea, el mayor del mundo, ya había sido objeto de otros ataques, como el fraude del IVA que se produjo hace un par de años.

Este mercado cubre a alrededor de 11.000 instalaciones industriales, a las que se han fijado unos topes de emisiones de CO2. Las fábricas que superan su tope deben comprar en el mercado permisos de aquellas que han quedado por debajo. Así se pretende reducir las emisiones de la manera menos costosa posible. El año pasado tuvo un volumen de negocio de 90.000 millones de euros.

La apertura del registro permite la «plena normalidad»

Por su parte, el Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino (MARM) se «congratula» por que la Comisión Europea ha decidido autorizar la apertura del Registro Español de comercio de emisiones de CO2, al considerar que esta medida «facilitará que se recupere la plena normalidad del registro español» para que los operadores lleven a cabo la gestión de sus derechos.

Según han explicado fuentes de este departamento, la Comisión Europea fijó un proceso de test de penetración para cada país que España «estaba siguiendo escrupulosamente» después de que en varios países se detectaran ataques informáticos contra este sistema.

Además, insisten en que, no obstante, el Registro español «no había sufrido ningún ataque» y que la aprobación de la reapertura por parte de la Comisión Europea «reitera la solidez del Registro».

La Comisión Europea ha autorizado a España a reanudar el comercio de emisiones de CO2 de la Unión Europea después de que el Gobierno «haya proporcionado garantías razonables» de que su registro nacional cuenta con «los requisitos mínimos de seguridad».

El Tesoro quiere colocar este martes otros 2.000 millones de euros del déficit eléctrico

Según informaron fuentes financieras, la intención de los bancos colocadores, que vuelven a ser el Santander, BBVA, BNP Paribas, Deutsche Bank, Crédit Agricole y Goldman Sachs, es sondear al mercado este lunes para tratar de colocar 2.000 millones de euros, como en la primera emisión del pasado 11 de enero.

En el caso de que el mercado «no esté receptivo» para llevar a cabo la operación el martes, previsiblemente se intentaría otro día de la semana con el fin de que poco a poco se vaya colocando parte de la deuda a través de distintas emisiones de bonos.

Según las mismas fuentes, el sector eléctrico quiere cerrar un calendario concreto que incluya la emisión de 10.000 millones antes de abril.

De esta forma, llegados a ese mes se estaría negociando en el mercado aproximadamente la mitad de una deuda, que supera los 20.000 millones generados porque los ingresos del sistema eléctrico no han sido suficientes para cubrir los costes del mismo desde hace años.

En la primera colocación, los inversores demandaron cerca de 2.500 millones y se emitieron bonos a 3 años en los que se ofreció al inversor una rentabilidad fija anual del 4,8 por ciento, 80 puntos básicos por encima de la deuda del Estado a tres años.

El gasóleo marca su máximo desde 2008 y se sitúa a 9,5 céntimos del récord histórico

En concreto, el litro de gasóleo cuesta en la actualidad 1,1234 euros, lo que supone un incremento del 3,9% con respecto a comienzos de año que acerca el precio de este combustible al máximo histórico de 1,329 euros el litro, marcado en el verano de 2008, cuando el crudo marcaba el récord de 147 dólares el barril y Lehman Brothers se encontraba a punto de quebrar.

El automovilista con un vehículo diésel debe dedicar 67,8 euros a llenar un depósito medio de 55 litros de gasóleo, lo que supone un 24% más, o 13 euros más, que en la misma semana de 2010.

Por su parte, el litro de gasolina se situó esta semana en 1,270 euros, lo que supone un incremento del 0,9% con respecto a la semana pasada y del 1,1% desde que comenzó el año.

Este combustible sigue cerca de máximos y cuesta en la actualidad apenas 1,5 céntimos el litro menos que los 1,285 euros del máximo histórico, marcado a mediados de enero de este año.

El automovilista que disponga de un vehículo de gasolina paga 69,8 euros por llenar un depósito medio de 55 litros, cuando en la misma semana de 2010 dedicaba 60,7 euros a este concepto, esto es, un 13% menos que en la actualidad.

Por otro lado, el litro de gasolina cuesta apenas 3,6 céntimos más que el de gasóleo, lo que supone la menor diferencia desde comienzos de 2009, cuando se produjo precisamente un cambio en la relación de fuerzas entre ambos combustibles y el gasóleo pasó a ser más barato que la gasolina.

El encarecimiento de los combustibles de automoción coincide con el máximo nivel de precios del crudo desde 2008. El precio del barril Brent, de referencia en Europa, alcanza los 102,06 dólares, cerca de los 102,9 dólares de la semana pasada, mientras que el Texas asciende a 86,4 dólares, frente a los 86,60 dólares de la pasada semana.

Los precios de venta al público de los carburantes en España se encuentran por debajo de la media europea. Así, la gasolina alcanza los 1,441 euros el litro en la UE de los 27 y los 1,445 euros en la zona euro. En el caso del gasóleo, el precio se sitúa en 1,324 euros en la UE de los 27 y en 1,301 euros en la eurozona.

Esta circunstancia se produce a pesar de que el precio sin impuestos en España es superior al de la media comunitaria. El nivel sin impuestos del litro de gasolina alcanza los 0,634 euros en España, frente a los 0,596 euros en la UE de los 27, mientras que el gasóleo sin impuestos alcanza los 0,700 euros en España, frente a los 0,665 euros en la UE de 27.

Las reservas de crudo de EEUU suben 1,9 millones de barriles

La agencia informó de que las reservas de crudo se encuentran por encima del promedio para esta época del año y son un 4,1 por ciento mayores que las de hace un año.

Después de que se divulgaron los datos oficiales el precio de futuros del petróleo crudo para entrega en marzo subió 46 centavos de dólar a 87,40 dólares por barril (159 litros) en la Bolsa Mercantil de Nueva York.

Por lo que se refiere a los inventarios de gasolina, el informe precisa que subieron en 4,7 millones de barriles (un 2 por ciento) y se ubicaron en 240,9 millones de barriles frente a los 236,2 millones de barriles de la semana anterior.

En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio de la gasolina reformulada para entrega en marzo subió 0,07 centavos de dólar a 2,4949 dólares por galón (0,6600 dólar por litro).

Las reservas de combustible para calefacción subieron en 300.000 barriles (0,2 por ciento) y se ubicaron en 164,4 millones de barriles frente a los 164,1 millones de barriles de la semana anterior.

En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio del combustible para calefacción para entrega en marzo subió 1,40 centavos de dólar y quedó en 2,7458 dólares por galón (0,7300 dólar por litro).

El informe señaló asimismo que en la semana pasada las refinerías petroleras en Estados Unidos operaron al 84,7 por ciento de su capacidad, comparado con 84,5 por ciento la semana anterior.

Estas cifras excluyen la Reserva Estratégica de Petróleo del Gobierno de Estados Unidos, que cuenta con 726,5 millones de barriles, el mismo volumen que en la semana anterior.

El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica, alcanzó la pasada semana a 1.804,6 millones de barriles, comparado con un volumen de 1.801,5 millones de barriles la semana anterior.

La segunda emisión del FADE de déficit tarifario se hará este mes y podría superar los 2.000 millones de la primera

Por el momento, los gestores del fondo están seleccionando a las entidades colocadoras, que presentarán sus ofertas esta semana. Tras ese momento, la titulización de la deuda eléctrica estará en condiciones de presentarse en los mercados y de colocarse en un volumen que dependerá de la demanda recibida.

Fuentes del Ministerio de Economía indicaron que en la actualidad «se está analizando el mercado para ver cuál es el momento más adecuado».

Tras la primera emisión, el FADE aún debe colocar antes de julio 13.400 millones de euros de la deuda del sector que financian las compañías. El artículo 5, punto 2, del real decreto 437/2010 indica que, una vez cedidos los derechos de cobro de la deuda al Fade, lo que ocurrió el 1 de julio del año pasado, hay un año de plazo para culminar la colocación.

La primera emisión se realizó el pasado 11 de enero y en ella se recibió una demanda equivalente a 2.400 millones de euros, lo que superó en un 20% la oferta presentada por el fondo. Los inversores compraron la deuda a un tipo del 4,8%.

En aquella ocasión, las entidades aseguradoras y colocadoras de la emisión fueron BBVA, BNP Paribas, Crédit Agricole, Deutsche Bank, Goldman Sachs y Banco Santander. En la operación también participa el ICO, al instrumentar una línea de 2.000 millones.

La colocación en los mercados del déficit de tarifa permite convertir en deuda negociable un pasivo de hasta 22.000 millones de euros que hasta la fecha se encargaban de financiar las principales compañías eléctricas, esto es, Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, HC y E.ON, y que comenzaba a afectar a su balance.

Por empresas, a Endesa se le deben 8.467 millones, frente a 5.183 millones de Iberdrola, 1.949 millones de Gas Natural Fenosa, 885 millones de HC, 91 millones de E.ON y 116 millones de Elcogás.

El déficit de tarifa se crea porque los costes del sistema eléctrico son superiores a los ingresos, y debe ser devuelto por los consumidores a través de la tarifa de la luz. Las eléctricas financiaban hasta ahora esta deuda a un tipo de Euríbor a tres meses, inferior al tipo de la emisión, de modo que a partir de ahora los consumidores deberán pagar un coste superior para recuperar el desajuste.

En concreto, el consumidor está pagando en la actualidad la deuda eléctrica a un tipo del 0,726%, de modo que los intereses anuales de este pasivo asciende a 120 millones de euros. Si el tipo del 4,8% de la primera emisión se mantuviese en toda la colocación, el coste anual del déficit de tarifa de ejercicios pasado superaría los 800 millones de euros.