El proyecto Core LNGas hive realiza con éxito la primera prueba piloto de transporte multimodal de GNL en Europa

Europa Press.- El proyecto Core LNGas hive, confinaciado por la Comisión Europea y participado por Enagás, Cepsa y Renfe Mercancías, entre otros, ha realizado con éxito la primera prueba piloto en Europa de transporte multimodal de gas natural licuado (GNL). En concreto, la iniciativa ha consistido en trasportar GNL en un isocontenedor, un tipo de contenedor cisterna especial para el transporte criogénico de GNL desde Huelva a Melilla, por carretera, ferrocarril y barco.

El GNL fue cargado al isocontenedor en la planta de regasificación de Enagás en el Puerto de Huelva y transportado en camión hacia la Terminal Ferroportuaria de Huelva, donde se traspasó a un tren que lo trasladó a Sevilla, desde donde fue transportado en camión hasta el Puerto de Algeciras (Cádiz), donde se trasladó a un buque, que realizó el trayecto Algeciras-Melilla, según Enagás. Asimismo, el proyecto contó con la colaboración de Crisergas, que realizó, supervisada por Cepsa, las operaciones de transporte del isocontenedor, y de Setolazar, propietaria del isocontenedor.

El proyecto Core LNGas hive tiene como objetivo desarrollar la logística necesaria para impulsar el suministro de GNL como combustible en el sector del transporte, especialmente marítimo, en la Península Ibérica. Liderado por Puertos del Estado y coordinado por Enagás, cuenta con un total de 42 socios de España y Portugal: 8 socios institucionales; 13 autoridades portuarias, y 21 socios industriales, operadores de GNL, constructoras navales, regasificadoras y otras empresas.

El secretario de Estado de Energía cree que el gas renovable es «esencial» para combatir el cambio climático

Europa Press.- El secretario de Estado de Energía, José Domínguez, ha destacado que el gas renovable juega un papel «esencial» como elemento transformador del sector energético a la hora de resolver los problemas derivados del cambio climático, los cuales asegura que deben ser confrontados de forma «coordinada y urgente«. Domínguez resalta que existe una «urgencia» por adoptar «nuevas» soluciones tecnológicas que permitan producir energía mediante fuentes «renovables y competitivas» y combatir el cambio climático.

«Tenemos que buscar nuevas formas de almacenamiento y el gas es una de ellas», recalca. Sin embargo, Domínguez matiza que, aunque el gas emite menos que otros combustibles, para llegar a alcanzar el objetivo de cero emisiones en 2050 promovido por la Unión Europea, se debe dejar atrás el gas tradicional y dirigir el camino hacia «gases que no emitan», como el renovable. Domínguez reconoce su apuesta por la «transformación» del sistema hacia las energías renovables, con medidas como la creación del Ministerio para la Transición Ecológica, la elaboración de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética o la propuesta de un Plan Nacional Integrado de Energía y Clima.

En relación a este plan, Domínguez ha explicado que integrará objetivos como la reducción del 20% de las emisiones respecto a 1990 o la meta de que el 35% de la energía final sea renovable para 2030, lo cual implicaría que entre el 70-75% de la electricidad fuera renovable entonces. El secretario de Estado también ha apuntado que ayudará a la reducción de emisiones el cierre a mediados de 2020 de aquellas centrales térmicas de carbón que no han cumplido con las reformas «correspondientes», ya que el carbón es el combustible responsable del 59% de las emisiones del sistema eléctrico.

Horizonte 2030: el gas renovable

Por su parte, la Asociación Española del Gas (Sedigas) ha presentado el Plan de Desarrollo de Gas Renovable, una hoja de ruta hacia la economía baja en carbono definida por la Unión Europea hasta 2050, la cual integra objetivos para 2030 como la reducción del 40% de las emisiones de gases en comparación con 1990, la implantación de un 32% de cuota de energías renovables o la mejora de la eficiencia energética en un 32,5%.

Para la presidenta de Sedigas, Rosa María Sanz, el Gobierno debe instaurar objetivos «concretos» que permitan avanzar hacia un cambio sostenible. Ha resaltado el caso de Francia, país que ha marcado como estrategia energética que el 10% del gas usado como combustible sea renovable para 2030. En este sentido, Sanz ha destacado las «ventajas» de una transición hacia el gas renovable, apelando a que no solo no produce residuos, sino que es sumidero de dióxido de carbono (CO2) y, además, no precisa de las inversiones en infraestructuras al ser totalmente intercambiable por el gas tradicional, permite el desarrollo de las zonas rurales y contribuye al estímulo de la generación distribuida.

Por otro lado, la presidenta de Sedigas ha matizado que en la transición hacia el gas sostenible, es preciso analizar el modelo de negocio «al completo», teniendo en cuenta toda la cadena de valor y considerando las ventajas medioambientales que presta frente a otras formas de energía asentadas, ya que «no se puede competir a pelo con el gas tradicional».

El sector de la cogeneración pide al Gobierno la extensión de la vida de las plantas hasta 2030

Europa Press.- El presidente de la Asociación Española de Cogeneración (Acogen), Antonio Pérez, exigió al Gobierno que actúe con celeridad y ponga en marcha las medidas anunciadas para la extensión de la vida de las plantas cogeneradoras hasta 2030 o hasta la implantación del nuevo Plan Renove, que está previsto en la Ley del Sector Eléctrico desde el 2013.

En los dos próximos años, 50 plantas de cogeneración llegarán al final de su vida útil y 99 industrias tendrán que tomar decisiones de inversión sin que exista un marco legal que haga posible su actividad y esas nuevas inversiones. Pérez calificó de «desastroso» este contexto, que en cinco años afectará a 250 plantas, algo que supondría perder «sus positivas» contribuciones a la eficiencia y acción climática, además de conllevar subidas en los mercados mayoristas de electricidad que repercutirían en los consumidores y en la competitividad de las industrias españolas.

Por ello, la solución propuesta por Acogen es mantener en operación las plantas hasta 2030, extendiendo la retribución actual de aquellas que llegan al final de su vida útil o hasta la llegada del nuevo Plan Renove, un programa que acumula un retraso de más de 5 años. Acogen también entregó su premio Cogeneración de Honor a Sedigas por su labor de apoyo y fomento a la cogeneración y en reconocimiento del «papel clave» del gas en la eficiencia energética, reducción de emisiones y competitividad.

El mercado organizado del gas (Mibgas) duplicó la negociación en 2017 pero apenas representa el 4% del total

Europa Press.- El mercado ibérico organizado del gas (Mibgas), una plataforma en la que se cruza la oferta y la demanda de las compañías interesadas en realizar sus operaciones de compra y venta de gas, registró un volumen de negociación de 13.376 gigavatios por hora (GWh) en 2017, lo que supone duplicar sus volúmenes respecto a 2016, el primer año en el que se puso en funcionamiento este sistema. Aún así, el Mibgas todavía supone solo el 3,8% de toda la demanda gasista anual.

El incremento estuvo impulsado por varias medidas para aumentar la liquidez, como la compra de gas de operación, las compras del gas colchón del almacenamiento de Yela, las acciones de balance y la introducción de los creadores de mercado voluntarios. Estas medidas representaron el 26,5% del volumen total negociado en Mibgas durante 2017, y aportaron una negociación de 3.551 GWh. Pero la mayor parte de las operaciones de compra venta de gas se negociaron a través de transacciones bilaterales (mercado OTC) entre los distintos agentes.

En cuanto a los precios registrados en el sistema durante el pasado año, el producto D+1 tuvo un precio medio de 20,99 euros el megavatio por hora (MWh), lo que supone hasta 4 euros más que el promedio registrado en 2016. Además, durante el pasado ejercicio hubo una gran estacionalidad en los precios, ya que marcaron un mínimo de 15,50 euros MWh en el periodo estival y un máximo de 43 euros MWh en la punta invernal, debido a las tensiones en el precio del GNL a finales de 2017. Asimismo, la CNMC cree que el Mibgas debe desarrollar un mercado de futuros, la integración con Portugal y el desarrollo de un hub de GNL.

El Congreso crea una comisión para investigar el almacén de gas Castor y su millonaria indemnización

Europa Press.- El Pleno del Congreso ha aprobado la creación de una comisión para investigar las posibles responsabilidades políticas sobre el almacén de gas Castor y su indemnización, tal y como habían propuesto Unidos Podemos y Compromís y han respaldado todos los grupos de la Cámara.

El responsable de energía de En Comú Podem, Josep Vendrell, ha argumentado que, pese al archivo de la querella por la Audiencia Nacional contra exministros y Florentino Pérez, propietario de ACS, el Castor «no es un caso cerrado, ni judicial ni políticamente». «Nadie ha asumido responsabilidades políticas», ha aseverado. «Tenemos que explicar por qué algunos juegan con ventaja, por qué Florentino juega con ventaja cuando muchos han tenido que cerrar su negocio», ha esgrimido Ángela Ballester, de Podemos, que ha recordado que la zona sufrió más de mil terremotos y aún no está cuantificado el impacto medioambiental ni económico de un proyecto que comenzó con un presupuesto de 481 millones en 2007 y acabó con 1.200 millones tres años después.

El PSOE se ha mostrado dispuesto a investigar «sin reservas ni prejuicios, en aras de la transparencia y el interés general», si existieron irregularidades en la concesión y la financiación, si estaban justificados los sobrecostes o si se respetó la legislación medioambiental, cuestiones de las que deberá responder el Gobierno socialista de José Luis Rodríguez Zapatero. Su diputado Artemi Rallo también ha pedido investigar si la indemnización se aprobó ajustada a derecho y por qué se pagó «de forma tan veloz» cuando, a su juicio, debía analizarse qué había pasado, recordando además que, en un primer momento, el exministro popular José Manuel Soria aseguró que Escal UGS no sería indemnizada.

Por parte del PP, Guillermo Mariscal ha celebrado que la comisión permitirá al PSOE enmendar sus responsabilidades por el proyecto que, ha recordado, llevó la firma de la actual ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, en su declaración de impacto ambiental. Además, ha defendido la gestión del anterior Gobierno, que suspendió la actividad del almacén tras solicitar un informe, redujo a la mitad la rentabilidad del proyecto y modificó la ley para asegurar estudios previos de sismicidad en proyectos similares. Melisa Rodríguez, de Ciudadanos, ha lamentado que el proyecto fuera «otro de los parches» de PP y PSOE en el sistema energético, ya que no estaba dentro de ninguna estrategia ni planificación, y sus errores han repercutido en la tarifa.

Cláusulas millonarias y Real Madrid

Por ERC, Jordi Salvador ha denunciado que ni PP ni PSOE han apostado por investigar hasta ahora el proyecto ni a realizar una auditoría técnica, y recordó que Carlos Ocaña, coautor del libro de Pedro Sánchez, fue jefe de gabinete del ministro de Industria de Zapatero, Miguel Sebastián, para después acabar siendo fichado por Florentino Pérez para el Real Madrid. «Aprobó la famosa cláusula por la que Florentino pudo cobrar 1.350 millones de euros por unas instalaciones que no funcionaban y provocaban terremotos. Solo 6 meses después de que dejara el Ministerio, lo incorporó al Real Madrid. De hecho aún sigue. Todo un ejemplo de generosidad con sus amiguetes», relató.

Ferrán Bel, del PDeCAT, ha reclamado la investigación «por dignidad y por corresponder a todos los vecinos del Maestrat y de Terres de l’Ebre que denunciaron previamente qué iba a pasar». «Lo sufrieron en sus propias carnes y ahora no puede ser que el Parlamento les decepcione», ha subrayado. Por Compromís, Marta Sorlí instó a investigar «por qué se le puso una alfombra roja a Florentino Pérez» y las razones que llevaron a PSOE a permitir el almacén de gas y al PP a aprobar de forma rápida su indemnización.

La propuesta, impulsada por Unidos Podemos y Compromís, reclama «poner luz y taquígrafos sobre un proceso administrativo y político lleno de sombras» pues, argumentan estas formaciones, no hubo concurrencia competitiva ni publicidad, ni tampoco la empresa adjudicatoria acreditó suficiente capacidad técnica y económica para desarrollar la actividad con suficientes garantías. En su propuesta de investigación, las formaciones de izquierda enumeraban varios puntos a investigar en la comisión parlamentaria, como posibles irregularidades vinculadas a la financiación del proyecto, el sobrecoste de ejecución, la aprobación de disposiciones «para blindar» la inversión, la supuesta ocultación de informes que alertaban de posibles movimientos sísmicos o «la no observancia de las declaraciones de impacto ambiental».

Precisamente por esta razón, la ministra podría tener que rendir explicaciones ante la comisión por haber avalado la declaración de impacto ambiental del almacén. Ribera firmó esta declaración en 2009, cuando era responsable de la Secretaría de Estado de Cambio Climático bajo el segundo Gobierno de José Luis Rodríguez Zapatero, y por ello tuvo que enfrentarse, junto a otros técnicos, a una querella de la Fiscalía de Castellón por prevaricación, aunque finalmente no fue encausada.

Madrileña Red de Gas confía en el Big Data para hacer más eficientes sus predicciones sobre la demanda gasista

Redacción.- El Instituto de Ingeniería del Conocimiento (IIC) y la distribuidora Madrileña Red de Gas colaboran conjuntamente para predecir la energía que consumirán los usuarios de la compañía gasista. La aplicación de técnicas de analítica descriptiva y predictiva llevada a cabo por el IIC permite a la distribuidora obtener predicciones anuales y mensuales de la demanda, así como el análisis de diversos escenarios de crecimiento de clientes.

Para crear este modelo predictivo, el IIC ha realizado un análisis descriptivo de los datos de todos los clientes de Madrileña Red de Gas, con variables como la geolocalización, las cifras de consumos y distintas variables meteorológicas. Basándose en el histórico de estos datos, ha desarrollado una herramienta predictiva con tecnología Big Data para estimar la demanda de gas. Este modelo de predicción ofrece la opción de realizar proyecciones a futuro según diversos escenarios y desarrollar planes conforme a las previsiones de la demanda de cada uno de ellos. Además, permite focalizar la atención y priorizar la inversión, para optimizar los recursos y ahorrar costes, ayudando así a gestionar de forma más eficiente el servicio.

Esta colaboración está en la línea de la mejora del servicio a sus clientes por parte de la compañía, que distribuye aproximadamente 9.500 GWh a través de una red de más de 5.600 km en la Comunidad de Madrid. Para Julia Díaz, Directora de Innovación de Health and Energy Predictive Analytics en el IIC, que ha llevado a cabo el proyecto, “contar con un modelo predictivo es una garantía para la compañía que puede realizar proyecciones y gestionar los recursos de manera óptima. La tecnología Big Data es una gran aliada para las compañías distribuidoras porque permite extraer predicciones muy ajustadas, mediante el análisis de los datos del consumo de los usuarios, que les ayudan a ofrecer un mejor servicio”.

El IIC (Instituto de Ingeniería del Conocimiento) es una entidad privada de I+D+i especializada en la extracción de conocimiento a partir de grandes volúmenes de datos heterogéneos (Big Data) y la optimización de procesos empresariales. El IIC nació hace más de 25 años con la vocación de ser en puente entre empresas y universidades. El equipo del IIC, lo integran profesionales altamente cualificados y cuenta con IBM, Gas Natural Fenosa, Grupo Santander y la Universidad Autónoma de Madrid como socios.

Enagás y Reganosa se unen para la licitación en Kuwait de una de las mayores plantas de GNL del mundo

Europa Press / EFE.- El operador del sistema gasista Enagás y el grupo Reganosa firmaron un acuerdo para presentarse, de forma conjunta, al proceso de licitación de los servicios de operación y mantenimiento de unas de las mayores terminales de gas natural licuado (GNL) del mundo en la refinería de Al-Zour (Kuwait) por un período de 7 años prorrogables.

Según indicaron ambas compañías, el acuerdo contempla la formación de un consorcio para presentarse a la fase de licitación, que comenzará este mes y terminará a finales de año, después de que las dos hayan superado la fase de precalificación del proceso abierto por Kuwait Integrated Petroleum Industries Company (Kipic), propiedad del Estado de Kuwait. Actualmente, la planta de regasificación de Al-Zour se encuentra en construcción y se espera que comiencen las operaciones en el año 2021. Una vez concluyan las obras, la terminal contará con 8 tanques, cada uno de ellos con una capacidad de 225.500 metros cúbicos y de emisión de 3,6 MNm3/h.

Enagás cuenta con una red de 12.000 kilómetros de gaseoductos y tres almacenamientos subterráneos y es propietaria de numerosas plantas de regasificación en España, México y Chile. Por su parte, Reganosa es propietaria y operadora de una red de gaseoductos y de la terminal de GNL de Mugardos (Galicia), gestiona una planta de regasificación en Malta y también participó en las fases de diseño y construcción de la terminal Al-Zour.

Petrochina construye una reserva subterránea de gas natural para evitar problemas de desabastecimiento como el ocurrido el pasado invierno

EFE.– Petrochina, la mayor productora de petróleo y gas del país asiático, ha iniciado la construcción de una reserva subterránea de gas natural en Chongqing en colaboración con firmas locales, dado el propósito de Pekín de fomentar las energías limpias y evitar el desabastecimiento del pasado invierno.

Según anunció la matriz de la compañía, China National Petroleum Corporation (CNPC), la nueva infraestructura, que se ubicará en la zona montañosa de Chongqing, podrá almacenar un total de 1.500 millones de metros cúbicos de gas natural cada año. La planta empezará a funcionar en 2020 y tendrá una capacidad para abastecer con 9 millones de metros cúbicos de gas cada día, un volumen equivalente al consumo diario de más de 4 millones de familias de 3 miembros de media. «La demanda máxima en Sichuan y Chongqing llegará a los 6.200 millones de metros cúbicos en 2022 y superará los 8.000 millones en 2030″, indicó CNPC, por lo que las autoridades planean construir 8 plantas de almacenaje en la zona.

Este plan se presentó después de que el pasado invierno la elevada demanda de gas natural provocara importantes problemas de desabastecimiento en China lo que, unido a la prohibición del Gobierno chino de utilizar otros combustibles por ser altamente contaminantes, llevó a muchas personas a vivir situaciones de frío extremo. «El Estado dictó políticas relevantes para acelerar la construcción de infraestructuras de almacenamiento de gas y para mejorar el funcionamiento de este mercado», explicó CNPC. La compañía participará en el acuerdo estratégico para la construcción de la planta de almacenaje de Chongqing con un 57% del capital, mientras que el 43% restante lo aportarán una compañía estatal de esa municipalidad china y otras empresas privadas.

La multinacional japonesa Sojitz Corporation y la española Reganosa explorarán oportunidades de negocio en el sector energético mundial

EFE.- La multinacional japonesa Sojitz Corporation y la española Reganosa Servicios explorarán oportunidades de negocio en el sector energético en países de Asia, Europa, Medio Oriente e Iberoamérica.

Así se plasma en un memorando de entendimiento (MoU) firmado por Masakazu Hashimoto, director ejecutivo de la división de Energía e Infraestructura de Sojitz, y Emilio Bruquetas, director general de Reganosa.

El acuerdo promoverá la búsqueda de áreas de colaboración y el desarrollo de oportunidades en el campo de las infraestructuras gasísticas y de combustibles renovables, así como en proyectos de gas y energía, redes inteligentes y criogenia.

La alianza refuerza el vínculo de Sojitz con Reganosa, de la que es accionista de referencia.

Con una capitalización de 160.339 millones de yenes, Sojitz participa en una amplia gama de negocios a nivel mundial, que incluye la compraventa de bienes, la fabricación de productos, la prestación de servicios y la coordinación y financiación de proyectos en Japón y en el resto del mundo.

El grupo nipón opera en una amplia gama de sectores, como la energía, la automoción, la química, la minería y la producción agroalimentaria, entre otros.

Las principales actividades comerciales de su división de Energía e Infraestructura son el desarrollo y operación de energías renovables (solar, eólica, geotérmica, generación de energía con biomasa, etc), centrales energéticas independientes y plantas de licuefacción y terminales de GNL, así como la comercialización de GNL y la oferta de servicios relacionados con el ciclo del combustible nuclear.

Reganosa es un grupo español que trabaja en el desarrollo y operación de infraestructuras gasistas y participa en diferentes proyectos energéticos.

En España es propietario y operador de una red de gasoductos y de la terminal de GNL de Mugardos, en la provincia gallega de La Coruña, mientras que en Malta gestiona una planta de regasificación.

Las exportaciones de gas natural alcanzaron en julio su máximo en dos años

Europa Press.– Las exportaciones de gas natural ascendieron a 5.552 GWh gigavatios/hora en julio, lo que supone un incremento del 141,8% frente al mismo mes de 2017, las más elevadas desde julio de 2016, según los datos de Cores.

Destaca el incremento interanual del 7.770,3% de las exportaciones de gas natural licuado (GNL), que alcanzaron su máximo desde agosto de 2015.

Tras cuatro meses sin exportaciones de gas natural fuera de Europa y Euroasia, en julio se suministró a Egipto (1.054 GWh), Emiratos Árabes Unidos (1.051 GWh) y Argentina (648 GWh).

Desde que se dispone de datos, es la segunda vez que se exporta a Egipto y Emiratos Árabes Unidos, alcanzando su máximo. A Argentina no se exportaba gas natural desde septiembre de 2015.

En los siete primeros meses del año las exportaciones de gas natural aumentaron un 32,6%, de las que el 79,1% se realizaron por gasoducto. Los principales destinos fueron Portugal (58,1%) y Francia (22,1%).

De su lado, las importaciones netas de gas natural se situaron en 23.625 GWh en julio, con lo que experimentaron un descenso del 13,7% respecto al mismo mes del año anterior.

En particular, las importaciones de gas natural licuado (GNL) disminuyeron un 31,6%, mientras que las realizadas a través de gasoducto aumentaron un 10,0%.

En términos brutos, en julio se importaron 29.176 GWh de gas natural, con un descenso del 1,6% respecto a julio de 2017. El 53,9% se importó a través de gasoducto, mientras que el 46,1% restante se realizó en estado líquido.

Por zonas geográficas, aumentaron en tasa interanual los suministros de gas natural de América Central y del Sur (+113,1%) y África (+15,6%), mientras que disminuyeron los procedentes de América del Norte (-100,0%), Europa y Euroasia (-54,3%) y Oriente Medio (-40,9%).

Los principales suministradores en el acumulado anual son Argelia (56,4%) y Nigeria (11,6%).