España es uno de los países europeos con mayor seguridad de suministro de gas natural

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Así, a pesar de no ser fuente autóctona, el gas natural es reconocido como una alternativa ventajosa en todos los sectores de la actividad (eléctrico, industrial, residencial y transporte).

Según el estudio, el sistema de aprovisionamiento español, que es el «más diversificado y flexible de Europa», destaca por «atípico», ya que cuenta con elevado número de proveedores (8 a largo plazo) y con un peso ampliamente mayoritario del gas natural licuado (GNL), superior al 70%.

Además, considera que el aprovisionamiento mayoritario de GNL y la amplia capacidad de regasificación existente proporcionan al sistema español una elevada flexibilidad en cuanto a la capacidad de modificar el origen de los cargamentos de gas natural, lo que otorga a España la posibilidad de compensar cortes de suministro, tanto a largo como a corto plazo.

Según datos de 2009, España se aprovisionó de 10 mercados diferentes y, al finalizar el primer semestre de 2010, este número ha subido a 11, con la incorporación de Estados Unidos como país proveedor.

En lo que respecta al mercado de GNL, la firma señala que España «goza de una posición geográfica óptima» para el aprovisionamiento al estar ubicada en el centro de las dos grandes áreas de mercado (cuenca del Atlántico y cuenca del Pacífico) y al pasar las principales rutas comerciales por el país, por lo que no existen restricciones en las rutas de los barcos metaneros.

Menor dependencia del principal proveedor

Otra de las características que otorgan a España una situación favorable respecto al resto de Europa en cuanto a la seguridad de abastecimiento es la relación con su principal proveedor, ya que el porcentaje que representa el primer proveedor en el total del suministro es menor en el caso español que en otros países.

Así, Argelia representa menos del 45% del suministro español (del cuál sólo el 23% se realiza vía gasoducto), mientras que existen algunos países que pueden llegar a depender del gas ruso en un 100% de su suministro.

En lo que se refiere a la regulación nacional española, Mercados EMI destaca que ésta siempre ha sido «particularmente exigente» en asuntos relacionados con la seguridad de suministro, tanto a corto como a largo plazo. Además, desde la primera crisis ruso-ucraniana de enero 2006, la Unión Europea ha estado tomando medidas cada vez más exigentes para garantizar la seguridad de suministro.

En lo que respecta a la revisión de la planificación y operación de las infraestructuras en España, el estudio señala que todos los elementos del sistema gasista español garantizan por su concepción «un amplio margen de seguridad de suministro».

España es uno de los países europeos con mayor seguridad de suministro de gas natural

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Así, a pesar de no ser fuente autóctona, el gas natural es reconocido como una alternativa ventajosa en todos los sectores de la actividad (eléctrico, industrial, residencial y transporte).

Según el estudio, el sistema de aprovisionamiento español, que es el «más diversificado y flexible de Europa», destaca por «atípico», ya que cuenta con elevado número de proveedores (8 a largo plazo) y con un peso ampliamente mayoritario del gas natural licuado (GNL), superior al 70%.

Además, considera que el aprovisionamiento mayoritario de GNL y la amplia capacidad de regasificación existente proporcionan al sistema español una elevada flexibilidad en cuanto a la capacidad de modificar el origen de los cargamentos de gas natural, lo que otorga a España la posibilidad de compensar cortes de suministro, tanto a largo como a corto plazo.

Según datos de 2009, España se aprovisionó de 10 mercados diferentes y, al finalizar el primer semestre de 2010, este número ha subido a 11, con la incorporación de Estados Unidos como país proveedor.

En lo que respecta al mercado de GNL, la firma señala que España «goza de una posición geográfica óptima» para el aprovisionamiento al estar ubicada en el centro de las dos grandes áreas de mercado (cuenca del Atlántico y cuenca del Pacífico) y al pasar las principales rutas comerciales por el país, por lo que no existen restricciones en las rutas de los barcos metaneros.

Menor dependencia del principal proveedor

Otra de las características que otorgan a España una situación favorable respecto al resto de Europa en cuanto a la seguridad de abastecimiento es la relación con su principal proveedor, ya que el porcentaje que representa el primer proveedor en el total del suministro es menor en el caso español que en otros países.

Así, Argelia representa menos del 45% del suministro español (del cuál sólo el 23% se realiza vía gasoducto), mientras que existen algunos países que pueden llegar a depender del gas ruso en un 100% de su suministro.

En lo que se refiere a la regulación nacional española, Mercados EMI destaca que ésta siempre ha sido «particularmente exigente» en asuntos relacionados con la seguridad de suministro, tanto a corto como a largo plazo. Además, desde la primera crisis ruso-ucraniana de enero 2006, la Unión Europea ha estado tomando medidas cada vez más exigentes para garantizar la seguridad de suministro.

En lo que respecta a la revisión de la planificación y operación de las infraestructuras en España, el estudio señala que todos los elementos del sistema gasista español garantizan por su concepción «un amplio margen de seguridad de suministro».

España es uno de los países europeos con mayor seguridad de suministro de gas natural

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Así, a pesar de no ser fuente autóctona, el gas natural es reconocido como una alternativa ventajosa en todos los sectores de la actividad (eléctrico, industrial, residencial y transporte).

Según el estudio, el sistema de aprovisionamiento español, que es el «más diversificado y flexible de Europa», destaca por «atípico», ya que cuenta con elevado número de proveedores (8 a largo plazo) y con un peso ampliamente mayoritario del gas natural licuado (GNL), superior al 70%.

Además, considera que el aprovisionamiento mayoritario de GNL y la amplia capacidad de regasificación existente proporcionan al sistema español una elevada flexibilidad en cuanto a la capacidad de modificar el origen de los cargamentos de gas natural, lo que otorga a España la posibilidad de compensar cortes de suministro, tanto a largo como a corto plazo.

Según datos de 2009, España se aprovisionó de 10 mercados diferentes y, al finalizar el primer semestre de 2010, este número ha subido a 11, con la incorporación de Estados Unidos como país proveedor.

En lo que respecta al mercado de GNL, la firma señala que España «goza de una posición geográfica óptima» para el aprovisionamiento al estar ubicada en el centro de las dos grandes áreas de mercado (cuenca del Atlántico y cuenca del Pacífico) y al pasar las principales rutas comerciales por el país, por lo que no existen restricciones en las rutas de los barcos metaneros.

Menor dependencia del principal proveedor

Otra de las características que otorgan a España una situación favorable respecto al resto de Europa en cuanto a la seguridad de abastecimiento es la relación con su principal proveedor, ya que el porcentaje que representa el primer proveedor en el total del suministro es menor en el caso español que en otros países.

Así, Argelia representa menos del 45% del suministro español (del cuál sólo el 23% se realiza vía gasoducto), mientras que existen algunos países que pueden llegar a depender del gas ruso en un 100% de su suministro.

En lo que se refiere a la regulación nacional española, Mercados EMI destaca que ésta siempre ha sido «particularmente exigente» en asuntos relacionados con la seguridad de suministro, tanto a corto como a largo plazo. Además, desde la primera crisis ruso-ucraniana de enero 2006, la Unión Europea ha estado tomando medidas cada vez más exigentes para garantizar la seguridad de suministro.

En lo que respecta a la revisión de la planificación y operación de las infraestructuras en España, el estudio señala que todos los elementos del sistema gasista español garantizan por su concepción «un amplio margen de seguridad de suministro».

El consumo de electricidad aumenta un 3,7% en los ocho primeros meses de este año

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El mercado cubierto con energía generada en régimen ordinario alcanzó los 119.163 kWh entre el 1 de enero y el 31 de agosto, lo que supone un descenso del 2,7% respecto al mismo periodo del pasado ejercicio.

Esta energía representó el 68,5% de la demanda total peninsular en el periodo, mientras que el 31,5% restante se cubrió por la energía generada por los productores en régimen especial y el saldo de los intercambios internacionales de energía eléctrica.

En lo que va de año, la electricidad aportada por los productores en régimen especial aumentó un 19,2% respecto al mismo periodo del año anterior y supuso el 34,5% de la demanda total peninsular.

Entre el 1 de enero y el 31 de agosto de este año, la producción bruta en el régimen ordinario ascendió a 126.379 millones de kWh, lo que supone un descenso del 2,5%.

Por tipos de centrales, la producción de origen hidroeléctrico aumentó un 76,6%, mientras que la producida mediante carbón, fuelóleo y gas descendió un 27,1% y la nuclear aumentó un 13,4%.

La diferencia entre la producción bruta y la energía destinada a abastecer el mercado se debe a los consumos propios de las centrales y al consumo en bombeo.

La demanda eléctrica crece un 1,9% en agosto

Por su parte, y en lo que respecta al mes de agosto, la demanda de energía eléctrica en la Península ascendió a 21.502 gigavatios/hora (GWh), un 1,9% más que en el mismo mes de 2009 y un 1,1% de crecimiento de la demanda bruta.

Durante el mes de agosto la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 27,2% de la producción total, frente al 21,9 del mismo mes del año anterior.

La producción de energía eólica aumentó un 12,1% sobre el mismo periodo de 2009, representando el 12,8% de la producción total. Además, el 49,4% de la generación eléctrica del mes fue producida por tecnologías que no emiten CO2.

El consumo de electricidad aumenta un 3,7% en los ocho primeros meses de este año

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El mercado cubierto con energía generada en régimen ordinario alcanzó los 119.163 kWh entre el 1 de enero y el 31 de agosto, lo que supone un descenso del 2,7% respecto al mismo periodo del pasado ejercicio.

Esta energía representó el 68,5% de la demanda total peninsular en el periodo, mientras que el 31,5% restante se cubrió por la energía generada por los productores en régimen especial y el saldo de los intercambios internacionales de energía eléctrica.

En lo que va de año, la electricidad aportada por los productores en régimen especial aumentó un 19,2% respecto al mismo periodo del año anterior y supuso el 34,5% de la demanda total peninsular.

Entre el 1 de enero y el 31 de agosto de este año, la producción bruta en el régimen ordinario ascendió a 126.379 millones de kWh, lo que supone un descenso del 2,5%.

Por tipos de centrales, la producción de origen hidroeléctrico aumentó un 76,6%, mientras que la producida mediante carbón, fuelóleo y gas descendió un 27,1% y la nuclear aumentó un 13,4%.

La diferencia entre la producción bruta y la energía destinada a abastecer el mercado se debe a los consumos propios de las centrales y al consumo en bombeo.

La demanda eléctrica crece un 1,9% en agosto

Por su parte, y en lo que respecta al mes de agosto, la demanda de energía eléctrica en la Península ascendió a 21.502 gigavatios/hora (GWh), un 1,9% más que en el mismo mes de 2009 y un 1,1% de crecimiento de la demanda bruta.

Durante el mes de agosto la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 27,2% de la producción total, frente al 21,9 del mismo mes del año anterior.

La producción de energía eólica aumentó un 12,1% sobre el mismo periodo de 2009, representando el 12,8% de la producción total. Además, el 49,4% de la generación eléctrica del mes fue producida por tecnologías que no emiten CO2.

El consumo de electricidad aumenta un 3,7% en los ocho primeros meses de este año

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El mercado cubierto con energía generada en régimen ordinario alcanzó los 119.163 kWh entre el 1 de enero y el 31 de agosto, lo que supone un descenso del 2,7% respecto al mismo periodo del pasado ejercicio.

Esta energía representó el 68,5% de la demanda total peninsular en el periodo, mientras que el 31,5% restante se cubrió por la energía generada por los productores en régimen especial y el saldo de los intercambios internacionales de energía eléctrica.

En lo que va de año, la electricidad aportada por los productores en régimen especial aumentó un 19,2% respecto al mismo periodo del año anterior y supuso el 34,5% de la demanda total peninsular.

Entre el 1 de enero y el 31 de agosto de este año, la producción bruta en el régimen ordinario ascendió a 126.379 millones de kWh, lo que supone un descenso del 2,5%.

Por tipos de centrales, la producción de origen hidroeléctrico aumentó un 76,6%, mientras que la producida mediante carbón, fuelóleo y gas descendió un 27,1% y la nuclear aumentó un 13,4%.

La diferencia entre la producción bruta y la energía destinada a abastecer el mercado se debe a los consumos propios de las centrales y al consumo en bombeo.

La demanda eléctrica crece un 1,9% en agosto

Por su parte, y en lo que respecta al mes de agosto, la demanda de energía eléctrica en la Península ascendió a 21.502 gigavatios/hora (GWh), un 1,9% más que en el mismo mes de 2009 y un 1,1% de crecimiento de la demanda bruta.

Durante el mes de agosto la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 27,2% de la producción total, frente al 21,9 del mismo mes del año anterior.

La producción de energía eólica aumentó un 12,1% sobre el mismo periodo de 2009, representando el 12,8% de la producción total. Además, el 49,4% de la generación eléctrica del mes fue producida por tecnologías que no emiten CO2.

Endesa inicia la construcción de una planta que captura CO2 con calizas en Asturias

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Este proyecto se enmarca dentro del acuerdo de colaboración firmado por Endesa, Hunosa y el CSIC para el desarrollo de la tecnología de captura de CO2 mediante el uso de caliza como sorbente.

El objetivo del proyecto es construir una planta piloto que servirá para validar técnicamente esta tecnología de captura, de menor coste económico que otras alternativas. Esta tecnología lleva siendo estudiada por el Instituto del Carbón del CSIC desde hace años, habiéndose obtenido prometedores resultados a nivel de laboratorio, por lo este proyecto supone el siguiente paso de cara al desarrollo de la misma.

La planta consistirá en dos reactores de lecho fluido circulante de 15 metros de altura interconectados. En el reactor de calcinación, la caliza se descompondrá en óxido de calcio y CO2 altamente concentrado. El óxido de calcio se envía al reactor de carbonatación donde reacciona con los gases de combustión capturando el CO2 para formar caliza nuevamente.

La planta esta diseñada para tratar hasta 2.600 m3/h de gases de combustión y poseerá una capacidad de captura de 8 toneladas de CO2 día con eficiencias de alrededor del 90 por ciento. La puesta en marcha de la misma está prevista para el inicio de 2011. La duración del plan de pruebas será de casi un año, durante el cual se evaluará la validez de esta tecnología para su uso en valores comerciales.

El proyecto está subvencionado dentro del Séptimo Programa Marco Europeo en el área de energía con un presupuesto superior a 6,8 millones de euros.

Además de Endesa, CSIC y Hunosa, el proyecto cuenta con la participación de Foster Wheeler Energía, que actúa como principal tecnólogo para el desarrollo de la ingeniería de la planta de 1 MWt, así como de otros cuatro centros de investigación europeos y canadienses.

Endesa inicia la construcción de una planta que captura CO2 con calizas en Asturias

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Este proyecto se enmarca dentro del acuerdo de colaboración firmado por Endesa, Hunosa y el CSIC para el desarrollo de la tecnología de captura de CO2 mediante el uso de caliza como sorbente.

El objetivo del proyecto es construir una planta piloto que servirá para validar técnicamente esta tecnología de captura, de menor coste económico que otras alternativas. Esta tecnología lleva siendo estudiada por el Instituto del Carbón del CSIC desde hace años, habiéndose obtenido prometedores resultados a nivel de laboratorio, por lo este proyecto supone el siguiente paso de cara al desarrollo de la misma.

La planta consistirá en dos reactores de lecho fluido circulante de 15 metros de altura interconectados. En el reactor de calcinación, la caliza se descompondrá en óxido de calcio y CO2 altamente concentrado. El óxido de calcio se envía al reactor de carbonatación donde reacciona con los gases de combustión capturando el CO2 para formar caliza nuevamente.

La planta esta diseñada para tratar hasta 2.600 m3/h de gases de combustión y poseerá una capacidad de captura de 8 toneladas de CO2 día con eficiencias de alrededor del 90 por ciento. La puesta en marcha de la misma está prevista para el inicio de 2011. La duración del plan de pruebas será de casi un año, durante el cual se evaluará la validez de esta tecnología para su uso en valores comerciales.

El proyecto está subvencionado dentro del Séptimo Programa Marco Europeo en el área de energía con un presupuesto superior a 6,8 millones de euros.

Además de Endesa, CSIC y Hunosa, el proyecto cuenta con la participación de Foster Wheeler Energía, que actúa como principal tecnólogo para el desarrollo de la ingeniería de la planta de 1 MWt, así como de otros cuatro centros de investigación europeos y canadienses.

Endesa inicia la construcción de una planta que captura CO2 con calizas en Asturias

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Este proyecto se enmarca dentro del acuerdo de colaboración firmado por Endesa, Hunosa y el CSIC para el desarrollo de la tecnología de captura de CO2 mediante el uso de caliza como sorbente.

El objetivo del proyecto es construir una planta piloto que servirá para validar técnicamente esta tecnología de captura, de menor coste económico que otras alternativas. Esta tecnología lleva siendo estudiada por el Instituto del Carbón del CSIC desde hace años, habiéndose obtenido prometedores resultados a nivel de laboratorio, por lo este proyecto supone el siguiente paso de cara al desarrollo de la misma.

La planta consistirá en dos reactores de lecho fluido circulante de 15 metros de altura interconectados. En el reactor de calcinación, la caliza se descompondrá en óxido de calcio y CO2 altamente concentrado. El óxido de calcio se envía al reactor de carbonatación donde reacciona con los gases de combustión capturando el CO2 para formar caliza nuevamente.

La planta esta diseñada para tratar hasta 2.600 m3/h de gases de combustión y poseerá una capacidad de captura de 8 toneladas de CO2 día con eficiencias de alrededor del 90 por ciento. La puesta en marcha de la misma está prevista para el inicio de 2011. La duración del plan de pruebas será de casi un año, durante el cual se evaluará la validez de esta tecnología para su uso en valores comerciales.

El proyecto está subvencionado dentro del Séptimo Programa Marco Europeo en el área de energía con un presupuesto superior a 6,8 millones de euros.

Además de Endesa, CSIC y Hunosa, el proyecto cuenta con la participación de Foster Wheeler Energía, que actúa como principal tecnólogo para el desarrollo de la ingeniería de la planta de 1 MWt, así como de otros cuatro centros de investigación europeos y canadienses.

Aumentaron en 4,1 millones de barriles las reservas de petróleo de Estados Unidos

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La agencia informó de que las reservas de crudo se encuentran por encima del promedio para esta época del año y son un 4,2 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 al 10 de octubre bajó 48 centavos de dólar a 71,15 dólares por barril (159 litros) en la Bolsa Mercantil de Nueva York.

Por lo que se refiere a las reservas de gasolina, el informe precisa que aumentaron en 2,3 millones de barriles (un 1 por ciento) y se ubicaron en 225,6 millones de barriles, frente a los 223,3 millones de barriles de la semana anterior.

En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio de la gasolina reformulada para entrega al 10 de octubre bajó 1,13 centavos de dólar a 1,798 dólares por galón (0,4756 dólar por litro).

Las reservas de combustible para calefacción subieron en 1,8 millones de barriles (1 por ciento) y se ubicaron en 176 millones de barriles frente a los 174,2 millones de barriles de la semana anterior.

En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio del combustible para calefacción para entrega al 10 de octubre bajó 0,27 centavo de dólar y quedó en 1,9510 dólares por galón (0,5161 dólar por litro).

El informe agrega que en la semana pasada las refinerías petroleras en Estados Unidos operaron al 87,7 por ciento de su capacidad, comparado con 90 por ciento la semana anterior.

Estas cifras excluyen la Reserva Estratégica de Petróleo del Gobierno de Estados Unidos, que cuenta con 726,6 millones de barriles, el mismo volumen que en la semana anterior.

El total de reservas de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica, alcanzó la pasada semana los 1.865,9 millones de barriles frente a los 1.857 millones de barriles de la semana anterior.