Entradas

Cañete habla abiertamente de un 30% de renovables para 2030: “Apenas supondría 1.600 millones de inversión adicional al 27% planteado”

Redacción / Agencias.- El comisario europeo de Energía y Acción por el Clima, Miguel Arias Cañete, aseguró que el compromiso de la Unión Europea con la descarbonización del mercado energético es «firme» y ve factible ampliar al 30% el objetivo de energía generada por fuentes renovables en la Unión Europea para 2030, que actualmente es del 27%, dada la importante reducción de costes del desarrollo de las renovables en los últimos años, especialmente en tecnologías como la fotovoltaica, la eólica y eólica marina.

Arias Cañete, durante la inauguración del Congreso Nacional de Energías Renovables, ha subrayado que, respecto a las previsiones que había cuando se fijó el objetivo de que en 2030 la energía renovable supusiera el 27% del total en Europa, los descensos en los costes de las renovables arrojan nuevas cifras. En este sentido, explicó que el ahorro hasta 2030 será de 2.900 millones de euros, así como de 6.900 millones el que habrá de 2030 a 2050, respecto a los cálculos iniciales. Además, desveló que con un objetivo del 30% de energías renovables sólo se generarían unos costes adicionales de inversión de 1.600 millones de euros con respecto al del 27%, muy inferiores a los que había cuando se fijó.

En este sentido, Cañete indicó que la Comisión Europea ha facilitado documentación con esos datos para convencer al Consejo Europeo, formada por los representantes de los Gobiernos de cada país, de que es factible considerar porcentajes de renovables superiores al 27%, dada la citada reducción de costes. Por ello, añadió que desde la Comisión Europea se ve «con buenos ojos el incremento del objetivo de ambición a la vista de los nuevos datos» que «hacen más fácil, en términos de coste-eficiencia, asumir objetivos más ambiciosos».

Por otro lado, el comisario de Energía explicó que organizar la descarbonización, consistente en reducir las emisiones de CO2 entre un 80% y un 95% para 2050 a nivel europeo, es «un desafío gigantesco» que pretende realizarse en tres décadas. Asimismo Cañete recalcó el «compromiso» de España con esta política comunitaria y quiso desmentir una afirmación común: «No es verdad, como se dice a menudo, que nuestros sistemas energéticos estén en una encrucijada; están completamente encaminados hacia las energías renovables».

En cuanto a los planes nacionales integrados de Energía y Clima que los países tienen que enviar a Bruselas, Cañete ha indicado que si se producen retrasos, espera que sean los menores posibles, pues los borradores que se envíen tendrán que ser analizados por la Comisión Europea. También se ha referido a las interconexiones energéticas, que ha reconocido que condicionan el desarrollo de las renovables, y aseveró que su construcción «es una prioridad política de primera magnitud para la Comisión Europea» ya que si no es así está en riesgo la descarbonización. Así, valoró el respaldo dado por el presidente de Francia, Emmanuel Macron, al desarrollo de las interconexiones energéticas en Europa, ya que sin ellas “no habrá Unión Energética”.

Además, Cañete también destacó el impulso «decisivo» que se dio a las interconexiones en 2015 con la celebración de la Cumbre de Madrid, en la que España, Portugal, Francia y la Unión Europea acordaron avanzar su desarrollo, pero consideró que alcanzar los objetivos del 15% de interconexión en 2030 va a «requerir de un nuevo impulso político». Por ello, señaló la necesidad de una nueva cumbre para relanzar los proyectos actualmente en marcha, como el de la interconexión por el Golfo de Vizcaya, cuya tramitación y financiación ya está en la recta final. «Creo que un impulso político adicional sería fundamental para rematar este proceso hasta que España alcance el nivel de interconexión necesario», apuntó.

Por su parte, el presidente de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA), José Miguel Villarig, ha expresado su preocupación por la evolución en el futuro de las subastas de renovables; por la fiscalidad en España, «excesiva y recaudatoria, que no es congruente con los objetivos europeos», por lo que pidió una fiscalidad «bajo el principio de que el que contamina paga» ya que cree que la actual fiscalidad no incentiva las renovables; y por la posibilidad de que se reduzca la rentabilidad razonable del parque instalado en la próxima revisión que se haga.

Villarig señaló en su intervención que España ha sido «modelo de integración de las renovables en el sistema eléctrico» a nivel europeo. No obstante, también reivindicó que «debemos conseguir que las renovables no sean consideradas un subapartado» dentro de las políticas de desarrollo sostenible. Asimismo, Villarig criticó la «falta de rigor de algunos de los últimos Gobiernos de nuestro país» en materia de gestión de la política de energías renovables. Desde APPA, afirmó su presidente, están «preocupados por la continua improvisación del Ministerio de Energía».

La Junta de Andalucía analiza con empresas de las energías renovables el desarrollo y la situación del sector

EFE.- El consejero de Empleo, Empresa y Comercio de la Junta de Andalucía, Javier Carnero, se reunió con el Clúster Andaluz de Energías Renovables y Eficiencia Energética (CLANER) con el que analizó la situación del sector. Carnero ha valorado la Estrategia Energética de Andalucía 2020 y su Plan de Acción para 2017-2018, en la que se definen los objetivos y líneas en materia de eficiencia y ahorro energético y el desarrollo de energías renovables, así como los incentivos al desarrollo energético de Andalucía.

Por su parte, CLANER ha reiterado a la Junta la necesidad de seguir trabajando conjuntamente para que el Ministerio de Energía incluya el eje eléctrico Caparacena-Baza-La Ribina en la Planificación de la Red de Transporte del Sistema Eléctrico 2015-2020. De no realizarse antes de final de año se perderán, sólo en el sector renovable, más de 1.100 millones de euros de inversión y 15.000 empleos en la región, según el colectivo. El clúster CLANER se constituyó en febrero de 2012. Actualmente cuenta con cerca de un centenar de entidades adheridas y representa a más del 90% del sector renovable andaluz.

Plasencia aprueba la construcción de una parte de la línea de evacuación del futuro parque eólico de Gas Natural Fenosa

EFE.- El Ayuntamiento de Plasencia (Cáceres) ha dado luz verde a la solicitud de Gas Natural Fenosa Renovables respecto a la construcción de una parte de la línea de evacuación que será utilizada para volcar la producción del primer parque eólico que se instalará en Extremadura.

El promotor ha solicitado un cruzamiento y paralelismo de una línea subterránea de alta tensión por el tablero del puente sobre el arroyo Niebla, en la rambla de Santa Teresa de la capital del Jerte. Su fin será volcar la producción del parque eólico Merengue en la subestación eléctrica de Iberdrola colindante con la actuación. En este sentido, la Junta de Gobierno municipal ha accedido a la petición, si bien ha instado a la promotora al cumplimientos de las condiciones requeridas por el Servicio de la Red Viaria de la Diputación de Cáceres y por la Confederación Hidrográfica del Tajo.

Obras para el próximo año

Con un presupuesto cercano a los 38 millones de euros, Gas Natural Fenosa Renovables pretende instalar en la Sierra del Merengue 15 aerogeneradores con una potencia total de 39,9 megavatios, con una línea de evacuación de 4,8 kilómetros de tramo aéreo y otros 2,1 km de tramo subterráneo. Sus promotores confían en poder iniciar las obras de construcción del parque eólico el próximo año, toda vez que se espera que a finales de 2017 esté finiquitado todo el procedimiento administrativo.

Endesa invierte más de 200.000 euros en mejorar la calidad del suministro eléctrico en Radazul (Tenerife) y en Binéfar (Huesca)

EFE.- Endesa ha realizado una inversión de 100.000 euros para la instalación de nuevos sistemas de protección, control y telemando en la red eléctrica de distribución que suministra energía a la localidad oscense de Binéfar. Asimismo, la compañía invertirá casi 120.000 euros para mejorar el suministro eléctrico de Radazul, en El Rosario (Tenerife), en una actuación que consiste en habilitar una segunda vía de conexión para 8 centros transformadores que quedarán conectados en configuración de anillo.

Además se reformará uno de ellos para equiparlo con nuevos dispositivos dotados de prestaciones tecnológicas de última generación, según Endesa. Con este enlace se modifica el trazado de la línea, que se configurará en lo que en el argot eléctrico se denomina anillo. La conexión entre los centros de transformación se realizará mediante una nueva línea de media tensión subterránea, de una longitud de 1.408 metros con cable de 12/20 KV (kilovoltios). Gracias a este nuevo tramo mejorará la rapidez de actuación ante potenciales averías.

En los últimos años, la población de El Rosario aumentó principalmente en la zona costera del municipio, concentrando casi la mitad de sus habitantes en Radazul y Tabaiba. En este contexto de dinamización local, Endesa pone en marcha una obra para reforzar el suministro de un área en expansión que requiere un servicio eléctrico de calidad para afianzar su crecimiento.

Invierte 100.000 euros en Binéfar

Por su parte, la actuación en Binéfar servirá para mejorar la calidad de suministro de 1.100 clientes, según estimó la compañía eléctrica. La instalación de los nuevos equipos y sistemas, que se ha llevado a cabo en las líneas de 25 kilovoltios Binéfar-Altorricón y Binéfar-San Esteban, servirá para mejorar la fiabilidad y para facilitar la reposición del suministro en caso de que se produzca alguna incidencia en la red de media tensión de la zona. La inversión realizada forma parte del conjunto de actuaciones llevadas a cabo por Endesa en su ámbito de distribución con el objeto de renovar la red eléctrica de media tensión.

Red Eléctrica de España confirma su interés en adquirir la participación de Abertis en Hispasat para su negocio de telecomunicaciones

Servimedia / EFE.- Red Eléctrica confirmó que ha venido realizando estudios para valorar el interés de una potencial adquisición de la participación de Abertis en la operadora de satélites Hispasat, de la que controla el 90,7%, y mantiene conversaciones al respecto con Abertis. Según indicó Red Eléctrica a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), este interés en Hispasat forma parte del proceso de «búsqueda activa de oportunidades de inversión» que viene realizando Red Eléctrica para el negocio de infraestructuras de telecomunicaciones.

No obstante, el gestor público del sistema eléctrico español señaló que «no ha adoptado ninguna decisión en esta materia ni ha tratado este tema en el consejo de administración». Por su parte, Abertis indicó a la CNMV que había recibido «una manifestación de interés» por parte de Red Eléctrica en adquirir su participación en Hispasat, pero agregaba que, «Abertis no ha recibido ninguna propuesta vinculante» y tampoco se ha analizado en su consejo de administración. Así ha reaccionado la concesionaria de autopistas Abertis sobre las informaciones que apuntan a que Red Eléctrica habría ofrecido 1.000 millones de euros por Hispasat.

El negocio actual de telecomunicaciones de Red Eléctrica se basa en la explotación comercial de infraestructuras de telecomunicaciones, principalmente de fibra óptica, según ha explicado. Abertis se encuentra inmersa en plena operación de compra por parte de la italiana Atlantia, que ha lanzado una oferta pública de adquisición (OPA) por el 100% de su capital. El Gobierno sostiene que dicha OPA debería contar con su autorización debido a la participación que Abertis mantiene en Hispasat, así como por las autopistas que gestiona. Por su parte, Atlantia entiende que no necesita dicha autorización y ha seguido adelante con ella sin pedirla.

La rusa Rosneft se convierte en socia de la italiana Eni para explotar un yacimiento egipcio de gas

EFE.- La petrolera rusa Rosneft anunció la compra a la italiana Eni del 30% de la concesión para la explotación de yacimiento gasista de Zohr, el mayor descubierto hasta ahora en el mar Mediterráneo. «La compra asciende a 1.125 millones de dólares. Además, la compañía compensará a Eni su parte en los gastos históricos del proyecto», indicó Rosneft.

De este modo, Rosneft se convierte en socio del proyecto para la explotación del yacimiento de gas, situado en el sector egipcio del Mediterráneo, en el que Eni mantiene el 60% y British Petroleum el 10% restante. Según la petrolera rusa, el comienzo de la extracción de gas está previsto para finales de este año. El yacimiento de Zhor, según las estimaciones de Eni, contiene cerca de 850.000 millones de metros cúbicos de gas natural.

Las obras de la central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria podrían comenzar en 2018 en Gran Canaria

EFE.- Las obras de la central hidroeléctrica Chira-Soria, que proyecta la empresa Red Eléctrica de España en el sur de Gran Canaria, podrían comenzar en 2018, según adelantó el presidente del Cabildo de Gran Canaria, Antonio Morales. La central hidroeléctrica reversible Chira-Soria tendrá una potencia instalada de 200 megavatios, requerirá una inversión de 320 millones de euros y creará 500 puestos de trabajo directos durante la obra y otros 1.500 indirectos, según indicó Red Eléctrica.

Concebida como un almacén de energía, Chira-Soria tiene dos embalses a cotas diferentes, para que en las horas de menor consumo eléctrico se aproveche la energía eólica para bombear el agua del embalse inferior al superior, donde queda almacenada hasta que se deja caer hacia las turbinas cuando la demanda de energía es mayor. Morales ha recordado que el proyecto con el que se encontró el actual gobierno del Cabildo «perseguía solo la eficiencia de la gestión y la optimización de la empresa que había sido adjudicataria», inicialmente Endesa, y ha agregado que luego se produjo un cambio en la normativa que obligó a que fuese Red Eléctrica de España la que asumiera su realización,

«El nuevo adjudicatario nos planteó mejoras con las que coincidimos, porque la intención no puede ser otra que la central sirva como una gran pila para el almacenamiento de la energía, y eso obligaba a la modificación de las turbinas para permitir la penetración de un 70% de las energías renovables», ha apuntado Morales, que explicó que ya se han hecho «las modificaciones necesarias. En este sentido, indicó que “hay propuestas que afectaban al territorio», y ha agregado que se han encauzado y solventado «de forma adecuada para que fueran compatibles con las normativas medioambientales».

Pakistán descubre nuevos yacimientos de gas y petróleo con los que espera aliviar su déficit energético

EFE.- Pakistán ha descubierto un nuevo yacimiento de gas y petróleo que añadirá 292.000 millones de pies cúbicos de gas y unos 23 millones de barriles de crudo a las reservas del país, que sufre un grave déficit energético, según indicó una fuente oficial. «Es un descubrimiento significativo. Empezaremos la producción inmediatamente», indicó Tariq Jaswall, responsable del Departamento de Exploración de Pakistan Oil Limited (POL), compañía que realizó el descubrimiento en la provincia del Punyab.

Jaswall afirmó que estiman que el pozo proporcionará unos 16 millones de pies cúbicos diarios, que se sumarán a los aproximadamente 4.000 millones que Pakistán produce a diario. Los análisis indican que el gas contiene un 86% de metano, un 7,2% de etanol y un 2,9% de propano. El gas representa la mitad de la energía que consume el país asiático de 207 millones de habitantes. Durante los inviernos son habituales los cortes de este combustible para calefacciones de casas y cocinas. El nuevo pozo proporcionará además entre 1.600 y 1.800 barriles de petróleo diarios, sumándose a los alrededor de 100.000 que se producen ahora.

18.000 millones invertidos en energía

Pakistán sufre una grave falta de energía, con un déficit de electricidad de entre 2.000 y 4.000 megavatios, lo que provocan varios cortes de luz, a pesar de las mejoras de los últimos años. El Gobierno de Pakistán está construyendo 11 plantas de carbón, 3 hidroeléctricas, 4 plantas solares y 3 eólicas que aportarán 11.000 megavatios con un coste de unos 18.000 millones de dólares, financiados por China. Además, trata de finalizar la construcción de un gasoducto con Irán para importar gas que comenzó hace 20 años y aún no se ha finalizado dada la compleja situación de la región.

Pemex avanza en su plan de alianzas y explotará dos campos con la alemana DEA Deutsche y la egipcia Cheiron

EFE.- Petróleos Mexicanos (Pemex) encontró dos aliados para explotar dos campos maduros terrestres, en un concurso en el que si bien quedó desierto un tercer bloque, en aguas someras, fue celebrado desde la empresa estatal, inmersa en un plan de modernización.

«Es un resultado favorable para Pemex, que recibe un pago en efectivo de más de 500 millones de dólares, y para el Estado mexicano, que recibe además de las regalías máximas, un pago al fondo del petróleo de cerca de 30 millones de dólares», destacó el titular de la petrolera, José Antonio González. De este modo se celebraron tres concursos para que Pemex encontrara socio para explorar y extraer hidrocarburos mediante un farm out, una asociación estratégica entre una empresa que tiene los derechos de explotación y producción y que migra estos a otra firma.

El primero de ellos quedó desierto al no haber interesados en el bloque Ayín-Batsil, con una modalidad de contrato de producción compartida. La falta de interés en esta zona, la más grande por extensión y por millones de barriles de petróleo crudo equivalente con 350 en reservas 3P (probadas, probables, posibles), hizo temer un fracaso en las licitaciones. González explicó que este campo es «complicado», pues pese a estar formalmente en aguas someras, se encuentra algo más profundo, lo que aumenta los costes y la tecnología. De haberse adjudicado, las estimaciones apuntaban a que la producción inicial daría en 2020 un máximo de 80.000 barriles diarios para los siguientes años.

El segundo concurso correspondió al área Cárdenas-Mora, un campo maduro terrestre licitado bajo el contrato de licencia de asociación con Pemex. Dos grupos ofertaron y finalmente ganó la egipcia Cheiron, perteneciente a Pico International Petroleum y fundada en 1989, tras presentar la mejor propuesta con un valor de regalía adicional del 13%, el máximo, y un pago en efectivo de 41,5 millones de dólares. González puntualizó que ello implica un pago inicial a Pemex de 167 millones de dólares y supondrá una inversión, a dividir entre las partes de la asociación, de 1.100 millones de dólares. En su etapa más alta, el campo producirá entre 13.000 y 14.000 barriles diarios.

En este concurso hubo dos interesados, la egipcia Cheiron Holdings Limited, que competía individualmente, y Gran Tierra Energy (Canadá) en consorcio con Sierra Blanca P&D (México), que quedó en segundo lugar.  Al tratarse de un licitante individual, el operador designado contará con una participación del 50% en la explotación del área Cárdenas-Mora. Los campos Cárdenas y Mora, que suman 168 kilómetros cuadrados, cuentan en su conjunto con reservas 3P (probadas, probables y posibles) de 93,2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La producción actual de estos campos es de aceite ligero con gas asociado.

Finalmente, en un concurso muy reñido con cuatro interesados, la empresa alemana DEA se adjudicó el bloque Ogarrio, un campo maduro terrestre ubicado, al igual que Cárdenas-Mora, en Tabasco. DEA Deutsche Erdoel AG, fundada en 1899 en Hamburgo, tiene como principales unidades de negocio la exploración y producción de hidrocarburos con operaciones en Europa, Norte de África, Sudamérica, Caribe y Mar Caspio. Además, ya tenía intereses en México, pues suscribió un contrato derivado de la primera licitación de la Ronda 2, que forma parte de la reforma energética de 2013.

DEA ganó la licitación tras presentar una oferta con un valor de regalía adicional del 13%, el máximo, y un pago en efectivo de 213,9 millones de dólares. Así, la aportación total de DEA será de casi 400 millones de dólares, y la explotación del campo implicará una inversión de unos 490 millones de dólares, llegando a producir unos 15.000 barriles diarios, señaló el director de Pemex, que subrayó que «es un buen resultado, el mayor pago en efectivo de todas las rondas petroleras. Es un buen día para Pemex».

El campo Ogarrio tiene reservas 3P de 54 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Tiene un área de 160 kilómetros cuadrados, y de él se extrae principalmente aceite ligero y gas asociado. Este concurso fue el que despertó mayor interés de los inversores; dos compitieron de manera individual y los dos restantes en consorcio. Las interesadas fueron la chilena Ogarrio; la estadounidense California Resources Corporation, en consorcio con la mexicana PetroBal; la alemana DEA, y el grupo conformado por la argentina Tecpetrol International y la mexicana Galem Energy. Al tratarse de un licitante individual, el operador contará con una participación del 50% en Ogarrio, bajo un contrato de licencia.

A su vez, el comisionado presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, explicó que en estos dos campos licitados los costes de producción son «significativamente bajos», de 11 dólares por barril en Ogarrio y 16 en Cárdenas-Mora. La Secretaría de Hacienda detalló que en estos contratos de licencia, si se toman en cuenta todos los elementos fiscales, la participación total del sector público en las ganancias será del 84% en promedio.

Pemex está inmersa en un proceso de cambios y proyectos dentro de la reforma energética, una era marcada por las alianzas, la modernización y la austeridad presupuestaria. En marzo, Pemex formalizó su primer farm out con la australiana BHP Billiton para explotar el campo Trión, en aguas profundas del Golfo de México, que fue otorgado a la estatal en 2014 en el marco de la Ronda Cero de la reforma energética de 2013, que abrió el sector al capital privado tras más de siete décadas de monopolio estatal. Además, la petrolera mexicana celebrará en enero de 2018 un concurso para elegir su socio en el área Nobilis-Maximino, en aguas profundas.

Junto con la estadounidense Chevron y la japonesa Inpex, Pemex firmó en febrero un contrato de licencia para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas, en la que supuso la primera alianza de la estatal tras ganar un concurso en una ronda petrolera. En este escenario, y pese a presiones como los precios del petróleo, que no remontan, Pemex ratificó que sigue con su apuesta de futuro. «Yo todos los días quiero ir más rápido, pero solo se puede ir a la velocidad para hacerlo responsablemente bien. En 2018 va a haber una aceleración en el proceso de los alianzas«, concluyó su director.

Iberdrola supera los 10 millones de contadores inteligentes instalados en España

Servimedia / EFE.- Iberdrola Distribución ha superado la cifra de 10 millones de contadores digitales instalados y la infraestructura que los soporta adaptada a red inteligente, lo que supone que la compañía ya ha modernizado el 95% de su parque de contadores en España. Además, en el marco del Proyecto STAR (Sistema de Telegestión y Automatización de la Red), Iberdrola ha adaptado alrededor de 67.000 centros de transformación distribuidos por España, a los que ha incorporado capacidades de telegestión, supervisión y automatización.

Dicho proyecto es una iniciativa de la compañía que complementa la obligación legal del cambio de contadores con una extensiva modernización y digitalización de la red eléctrica, que prepara esta infraestructura crítica para los servicios que requieran los clientes en el futuro. La adaptación a red inteligente posibilita a Iberdrola monitorizar y actuar a distancia y de forma automática sobre la red eléctrica, con lo que puede adelantarse a posibles incidentes y mejorar la calidad de servicio a los clientes. La información disponible permite operar la red eléctrica de distribución de forma eficiente, reduciendo pérdidas y de manera más segura.

«La digitalización de la red facilita la integración de la energía renovable distribuida, la gestión de una red que cada vez va a ser más activa y la futura integración masiva de los vehículos eléctricos», indicó Iberdrola. Adicionalmente, la información recibida desde los contadores inteligentes sobre el estado de funcionamiento de la red permite optimizar las inversiones necesarias, mejorar las labores de mantenimiento y, en definitiva, contribuir a ganar eficiencias.

El proyecto STAR, que supondrá una inversión global por parte de la compañía en España superior a los 2.000 millones de euros, finalizará oficialmente en 2018 e implicará la sustitución por parte de Iberdrola de más de 10,6 millones de contadores y la adaptación de unos 80.000 centros de transformación. Iberdrola está desarrollando proyectos similares en los países donde lleva a cabo su actividad, siempre que se den las condiciones regulatorias apropiadas, lo que permite a las empresas que colaboran en el proyecto STAR acceder a oportunidades de negocio importantes.