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Sedigas pide aprovechar las infraestructuras del sistema gasista en la transición energética para reducir las emisiones de gases efecto invernadero

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EFE / Europa Press.- La Asociación Española del Gas (Sedigas) ha propuesto de cara a la elaboración de la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética que se aprovechen al máximo las infraestructuras gasistas para aumentar la seguridad de suministro y reducir las emisiones de gases efecto invernadero. A su juicio, España podría alcanzar los objetivos de descenso de dióxido de carbono (CO2) si la nueva ley contemplara el gas como «energía clave».

Sedigas presentó varias propuestas para esa futura norma y para avanzar en la descarbonización, reivindicando que el gas “es la única energía capaz de ser pieza angular en el mix energético para dar una solución a largo plazo, pero fácil a corto plazo y con un impacto inmediato”.  Las propuestas que plantea Sedigas se centran en utilizar las «fortalezas» del gas en la transición hacia una economía baja en carbono en sectores como el transporte, el residencial y el de generación eléctrica, sustituyendo otros combustibles más contaminantes por gas, reduciendo las emisiones de gases invernadero y mejorando la calidad del aire “de forma económicamente sostenible”.

Las primeras medidas pasarían por establecer un modelo energético sostenible económicamente, que ayude a conseguir los objetivos de cambio climático, que mejore la calidad del aire y que contribuya a aumentar la seguridad de suministro y a crear empleo. Para ello, propone aprovechar las infraestructuras existentes y disponer de un precio del CO2 que permita el desarrollo económico de la industria. En este sentido, subraya que España ya ha acometido inversiones en infraestructuras gasistas que permiten diversificar el suministro. También destaca que el gas natural garantiza una combustión libre de partículas y con cero emisiones de óxido de nitrógeno (NO2).

Además, para reducir las emisiones del sector residencial propone cambiar a sistemas modernos de calefacción a gas, que pueden reducir las emisiones en un 55%. Asimismo, ha recordado que las calderas de condensación tienen un 65% más de eficiencia que sus tecnologías competidoras. La asociación también apuesta por potenciar los ciclos combinados para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico, dado que aportan firmeza, flexibilidad y una potencia ya instalada. Según Sedigas, aumentar la generación de electricidad a gas reduciría las emisiones hasta en un 66%.

También ha propuesto incrementar la utilización del gas natural en el transporte terrestre y marítimo, pues puede reducir las emisiones invernadero en un 23% comparadas con la gasolina y en un 7% comparadas con el diésel. En el caso de los camiones y autobuses, la reducción respecto al diésel es de un 16% con gas natural comprimido (GNC) y de un 15% con gas natural licuado (GNL). La reducción de emisiones en el sector marítimo alcanzaría el 21% comparado con el tradicional fuelóleo pesado marítimo.

Sedigas también ha propuesto incrementar el uso del gas renovable, el biometano, procedente de fuentes renovables, pues inyectando un 20% de gas renovable en el sistema de distribución se reducirían un 36% las emisiones globales de gases de efecto invernadero en comparación con los combustibles derivados del petróleo. Según recoge Sedigás, el secretario general de Ngva Europa, Andrea Gerini, asegura que más de dos millones de vehículos podrían emplear biometano procedente de residuos sólidos urbanos, «transformando la basura doméstica» en un combustible sostenible, producido localmente.

Iberdrola consigue cerrar el suministro de gas natural al nuevo ciclo combinado que está construyendo en México

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EFE.- Iberdrola México firmó un contrato con CFEnergía, filial de la estatal Comisión Federal de Electricidad (CFE), para suministrar gas por 24 años a la planta eléctrica El Carmen, que se construye en el estado mexicano de Nuevo León, según anunció la firma española.

CFEnergía suministrará gas natural para la operación de la nueva planta de ciclo combinado El Carmen y el área de construcción de la CFE construirá la infraestructura necesaria para conectar la nueva central de Iberdrola México al sistema eléctrico nacional. El Carmen, la primera planta que se construye en México para la venta de energía eléctrica al mercado mayorista, tendrá una potencia instalada de 866 megavatios con una inversión de 450 millones de dólares, y se espera que entre en operación en septiembre de 2019.

La central eléctrica recibirá el gas natural a través de un gasoducto de 302 kilómetros que conectará el municipio de Escobedo (Nuevo León) con el condado Webb (Texas, Estados Unidos). El mismo gasoducto permitirá suministrar combustible a la central Noreste, también de Iberdrola, que operará bajo la modalidad de Productor Independiente de Energía (IPP). La filial de la CFE suministra gas a las centrales IPP de Iberdrola denominadas Altamira V, Tamazunchale y Baja California III. La compañía española Iberdrola inició en febrero pasado la venta de energía al mercado eléctrico mayorista de México al entrar en operación su central de ciclo combinado Baja California III. 

El consumo de combustibles de automoción crece un 1,5% en julio

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Europa Press.- El consumo de combustibles de automoción creció un 1,5% en julio, hasta los 2,506 millones de toneladas, según la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores). Este repunte en julio se debió al incremento de los gasóleos (+1,8%), cuyo consumo se situó en 2,05 millones de toneladas, y de las gasolinas, que crecieron un 0,2%, hasta las 455.000 toneladas. En el acumulado anual, se recogen variaciones posiciones positivas con respecto al año 2016 tanto en los gasóleos (+2,8%) como en las gasolinas (+2,1%).

En el acumulado anual todos los productos muestran incrementos de su consumo a excepción de los fuelóleos, que caen un 6,9%. Así, crecen GLP (+2,5%), querosenos (+9,5%) y gasóleos (+1,4%). En lo que respecta al consumo de gas natural, volvió a aumentar en julio por tercer mes consecutivo, alcanzando los 26.758 gigavatios hora (GWh). Destacó el crecimiento del consumo de gas natural destinado a generación eléctrica, que se disparó un 52,3% y alcanzó su nivel máximo desde marzo de 2012. El consumo en el acumulado anual registra un incremento del 8,3% con respecto al mismo periodo de 2016, variación idéntica a la del año móvil.

La demanda de gas natural sube un 18% en agosto, el mayor crecimiento estival mensual desde 2008

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Europa Press.- La demanda de gas natural en España se situó en 25.100 gigavatios hora (GWh) durante el agosto, lo que se traduce en una progresión del 18% en comparación con el mismo mes del año anterior, según Enagás, que explicó que esta progresión experimentada estuvo motivada, principalmente, por el empuje de la demanda de gas natural para la generación de electricidad, con un aumento del 60%, hasta 7.800 GWh, registrando el valor más alto para este mes desde 2011.

Por su parte, la demanda convencional, destinada a los consumos de los hogares, comercios e industrias, cerró agosto con un crecimiento del 4,5% y 17.300 GWh, logrando el valor más alto para este mes de la historia. «Este aumento se ha producido principalmente por un mayor consumo de gas en la industria, que crece alrededor de un 6%», explicó Enagás. Entre enero y agosto, la demanda de gas natural en España registra un aumento del 9% debido a los crecimientos de la demanda convencional y en las entregas de gas natural para la generación de electricidad. Además, la demanda industrial contabiliza una subida del 7%.

La demanda de gas para generación eléctrica creció casi un 20% en el primer semestre

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Europa Press / EFE.- La demanda de gas para generación eléctrica creció un 19,8% en el primer semestre del año con respecto al mismo periodo del ejercicio pasado, según la Asociación Española del Gas (Sedigas), patronal que subrayó que este dato avala «la necesidad de contar con el gas natural en el debate sobre el futuro energético en España». El incremento vino dado por las caídas que experimentaron la energía eólica, que bajó un 12%, y la hidráulica, un 51,7%, en la generación eléctrica.

Asimismo, el sector gasista y sus ciclos combinados fueron la principal fuente de generación eléctrica durante cinco días consecutivos durante la segunda semana de julio. Siempre superando el 19%, el gas se convirtió en la fuente energética con mayor peso dentro del mix eléctrico, según datos de Sedigas. Además, los días 21 y 22 de junio la representatividad de los ciclos combinados en el total del mix de generación eléctrica alcanzó las cuotas más elevadas de 2017, con un 27,6% y un 27,4%, respectivamente, que convirtieron al gas natural, ambos días, en la fuente energética mayoritaria para la generación eléctrica.

Para la patronal, estos datos ponen de manifiesto «el papel fundamental» que el gas natural desempeña para garantizar el suministro eléctrico, especialmente en olas de calor y de frío. El consumo de gas natural en el mercado nacional alcanzó los 169,07 teravatios hora (TWh) en la primera mitad del año, lo que supone un incremento del 6,5% con respecto al mismo periodo de 2016, equivalente a 14.500 millones de metros cúbicos de gas natural. Durante el primer semestre, la demanda convencional (doméstico-comercial e industria) se incrementó un 4,3% con respecto al 2016, aunque la comercial descendió un 4,1% por temperaturas más cálidas que hicieron que se usara menos la calefacción.

Las ventas en el mercado industrial aumentaron un 7,9% en el primer semestre del año, según estimaciones de Sedigas, que recuerda que la industria es el principal consumidor de gas natural, con una cuota de en torno al 64% del total de la demanda en el mercado nacional. Dentro de la demanda industrial, destaca el mayor uso de la cogeneración para la producción de electricidad que, según datos de Red Eléctrica de España (REE), apuntan que el vertido a la red de empresas cogeneradoras se incrementó un 11,5% con respecto al primer semestre de 2016.

Vuelve a la actividad la planta de ciclo combinado de Cepsa en San Roque después de tres años sin producir

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EFE.– La planta de ciclo combinado Puente Mayorga Generación de Cepsa, en San Roque (Cádiz), se encuentra de nuevo disponible para el suministro de electricidad a la red eléctrica española. Tras más de tres años fuera de actividad, en abril de 2017 se finalizó la reconstrucción de la línea de alta tensión y comenzaron los trabajos de puesta a punto de la planta, según la compañía.

La central de ciclo combinado Puente Mayorga Generación de Cepsa se encuentra en el interior de las instalaciones de la Refinería Gibraltar-San Roque y está totalmente integrada en el complejo industrial que posee Cepsa en esta localidad. Cuenta con un grupo de potencia de 400 megavatios. Las operaciones que se llevaron a cabo para su puesta a punto han consistido en una revisión completa de las turbinas de gas y vapor, del generador, así como de todos los sistemas auxiliares.

Para esta operativa, en la que la compañía ha invertido cerca de 500.000 euros, Cepsa ha contado con el apoyo de la empresa Siemens y para las labores de mantenimiento se ha trabajado con varias empresas auxiliares de la comarca. El responsable del negocio de Gas y Electricidad de Cepsa, Pablo Ronse, ha destacado el «gran trabajo realizado por diversas áreas de la compañía» para recuperar la plena operatividad de la planta, que contribuye al abastecimiento energético en una zona deficitaria en producción de electricidad.

El consumo de gas natural crece un 8,4% en el primer trimestre

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Europa Press.- El consumo de gas natural en el mercado nacional alcanzó 96.499 GWh en el primer trimestre de este año, lo que supone un aumento del 8,4% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, según la Asociación Española del Gas (Sedigas). En el mercado convencional (doméstico-comercial e industria, incluida en esta última la demanda para usos no energéticos), la demanda aumentó un 7,2% con relación al primer trimestre de 2016. Este incremento de la demanda del mercado convencional da continuidad al producido durante 2016.

Dentro del mercado convencional, durante el primer trimestre de 2017 se estima que la demanda de gas natural del mercado doméstico-comercial se incrementó un 2,3%, motivado principalmente por unas temperaturas mucho más frías producidas durante el mes de enero, la ola de frío que provocó un incremento del uso de los sistemas de calefacción. El incremento hubiera sido mayor, según Sedigas, teniendo en cuenta que durante febrero y marzo la demanda descendió por unas temperaturas más cálidas con respecto a los mismos meses de 2016.

Por su parte la demanda de gas para generación eléctrica (ciclos combinados) se incrementó un 16,5% con respecto al mismo periodo de 2016. Se ha producido principalmente por una menor eolicidad (-15,6%) e hidraulicidad (-43%) para su generación. El hueco que han dejado estas tecnologías ha sido cubierto por los ciclos (+26,7%) y el carbón (+70%). Según estimaciones de Sedigas, la demanda del mercado industrial se ha incrementado un 9,1%. El mayor uso de la cogeneración para la producción de electricidad es la mayor aportación al mix eléctrico de los últimos cuatro años. Según datos de REE el vertido de electricidad de las empresas cogeneradoras a la red se ha incrementado un 14% con respecto al mismo periodo de 2016.

La demanda de gas sube un 24,3% en enero, en niveles no vistos desde 2012, por la ola de frío

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EFE / Europa Press.- El consumo de gas en España cerró enero con un incremento del 24,3%, frente al mismo mes del 2016, hasta alcanzar los 38.465 gigavatios-hora (GWh), frente a los 30.954 GWh de enero de 2016, unos niveles mensuales de consumo que no se veían desde febrero de 2012, cuando en mitad de otra ola de frío, la demanda fue de 39.431 GWh., según la web del gestor técnico del sistema Enagás.

La mayor parte de este volumen corresponde al uso convencional del gas, esto es, al correspondiente a los hogares, las empresas y las industrias. Este segmento ha demandado 31.940 GWh, un 21,2% más, debido sobre todo al repunte en la actividad de calefacción para combatir el frío. La demanda convencional supone el grueso del consumo con un 83% del total. En cuanto al sector eléctrico, los ciclos combinados han consumido 6.525 GWh, un 42,1% más con el objeto de cubrir el hueco térmico aparecido en el mercado mayorista de electricidad, el conocido como pool, ante la ausencia de viento y agua, que ha provocado una menor actividad eólica e hidráulica.

Esta mayor exigencia de centrales eléctricas de gas se ha producido en unos días caracterizados por las fuertes subidas de precio en el mercado spot Mibgas, por los problemas de suministro asociados a la llegada de gas licuado por barco desde Argelia y por la necesidad de recurrir a los almacenamientos subterráneos de gas para responder a las exigencias del sistema. Los niveles de consumo de electricidad se aumentaron por una ola de frío con la que también se disparó el consumo eléctrico y los precios en el mercado mayorista.

La demanda total de gas, tanto convencional como de uso eléctrico, llegó a alcanzar el 19 de enero los 1.589 GWh, el máximo diario desde al menos 2012. El récord absoluto de demanda diaria sigue situado en los 1.863 GWh alcanzados el 17 de diciembre de 2007. La demanda convencional máxima, de 1.249 GWh, se marcó en febrero de 2012.

El precio de la electricidad para este viernes vuelve a subir y toca nuevos máximos desde 2013

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Europa Press.- El precio mayorista de la electricidad de este viernes se situará en una media de 88 euros por megavatio hora (MWh), con lo que supera la referencia de 85,79 euros fijada para este jueves y marca nuevos máximos desde diciembre de 2013, según datos recogidos a partir del operador del mercado ibérico, Omie.

El nuevo repunte de precios consolida las fuertes subidas en el mercado en este arranque del año, en el que el aumento de la demanda por la ola de frío ha coincidido con la subida de precios del gas y el carbón, así como con el mayor coste de la generación por la escasez de recurso hidroeléctrico ante el bajo nivel de los pantanos. Asimismo, la demanda prevista para este viernes se situará en 633 gigavatios hora (GWh), ligeramente por encima de los 632 GWh previstos para este jueves. El miércoles, la demanda fue superior y ascendió a 650 GWh.

Para encontrar un precio tan alto como el de este viernes hay que remontarse al 18 de diciembre de 2013, cuando se alcanzaron los 91,89 euros. Tras la escalada de precios durante aquel mes, el Gobierno decidió suspender el anterior sistema de subasta eléctrica (Cesur) y sustituirlo por el actual, en el que el precio regulado deja de consistir en una referencia trimestral y queda vinculado al precio de cada hora en el mercado eléctrico.

Durante la jornada de este viernes, el precio del megavatio hora superará los 90 euros durante todas las horas a partir de las 8.00 horas. En todo caso, la hora más cara de este viernes serán las 20.00 horas, con un precio de 98,69 euros por MWh. Estos precios se aplicarán a los consumidores domésticos que dispongan de contadores inteligentes y tarificación por horas. En torno a la mitad del recibo de la luz obedece a la evolución del precio mayorista de la electricidad, mientras que la otra mitad corresponde a los peajes, congelados en 2017, y a los impuestos.

El mercado se ha visto afectado en este invierno por el efecto acumulativo de varias circunstancias, entre las que figuran el aumento de la demanda, la ola de frío y la exportación a Francia por la indisponibilidad nuclear, que se han visto acompañadas de una reducción en las aportaciones de agua, cuya participación se redujo y se realiza a un coste mayor, afectando al precio.

Además, la tendencia alcista del precio de los combustibles fósiles, especialmente importante en el caso del gas tras la cancelación de suministros a Europa desde Argelia, ha incrementado los costes de producción de las centrales de carbón y gas. En los 19 primeros días del año este precio se ha duplicado con respecto a los del año pasado. El pool funciona de forma marginalista, de modo que las tecnologías entran por orden de coste y la última de ellas en participar, la más cara, marca el precio para el conjunto.

La demanda de electricidad aumenta un 0,7% en 2016 y la nuclear se mantiene como primera fuente de generación

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Europa Press / Servimedia.- La demanda peninsular estimada de electricidad ascendió a 249.499 gigavatios hora (GWh) en 2016, lo que supone un incremento del 0,7% con respecto a 2015, según datos de Red Eléctrica de España (REE). La tecnología que más aportó a lo largo del año en la cobertura de esta demanda fue de nuevo la nuclear, con un 22,9%, por delante del 19,3% de la eólica, el 14,6% de la hidráulica, el 14,3% del carbón y el 10,5% de los ciclos combinados.

Eso sí, una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica no ha variado en relación con 2015. Por su parte, en diciembre la demanda peninsular de electricidad se estimó en 20.711 GWh, un 2% más que la registrada en diciembre del año anterior, aunque con el efecto del calendario experimenta un descenso del 2% con respecto a 2015.

La producción de origen eólico en diciembre alcanzó los 2.658 GWh, un 22,2% inferior a la del mismo mes del año pasado, y superó el 13,3% de la producción total. En todo caso, la principal tecnología del mes fue el carbón, con un 24% del total, por delante de la nuclear y de los ciclos combinados de gas, que aportaron el 20% y el 16%, respectivamente. En el mes de diciembre, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 26,3% de la producción.