La empresa promotora del parque eólico de Peña del Gato tramita una nueva declaración de impacto ambiental para salvar el urogallo
La Consejería de Fomento y Medio Ambiente de la Junta de Castilla y León ha publicado una nueva declaración de impacto ambiental para el parque eólico denominado Peña del Gato, situado en los montes de los municipios de Villagatón-Brañuelas, Igüeña y Torre del Bierzo.
Se trata del parque eólico de mayor potencia global promovido en la provincia. De esta forma, la empresa promotora, Energías Especiales del Alto Ulla, S.A., logra una nueva autorización para el proyecto tras anular la anterior el Tribunal Superior de Justicia (TSJ) en 2013 a instancias de la organización de defensa de las aves, Seo Birdlife, por tener en cuenta la presencia de urogallos cantábricos, especie muy protegida, en la zona.
Desde diciembre del 2009 hasta el verano del 2016 las instalaciones contaron con la autorización hasta que el pasado año la Consejería de Economía y Hacienda de la Junta emitió la orden de ejecución inmediata de la sentencia. La empresa promotora, al mes de ejecutar la sentencia, solicitó a la administración regional una nueva declaración de impacto ambiental que ya está tramitada y que será comunicada tanto a los interesados como a los ayuntamientos afectados.
En su sentencia, el Tribunal Superior de Justicia aseguraba que no se tuvo en consideración el papel de corredor ecológico para esta especie que supone toda la zona de implantación del proyecto al tiempo que se mostraba crítico por ignorarse los informes emitidos por la administración regional donde se reconocía la existencia del urogallo en estos terrenos.
En total, el parque eólico de Peña el Gato dispone de 25 aerogeneradores de 2.000 Kw de potencia unitaria de la empresa Vestas, con una altura de buje de 80 metros y un diámetro de rotor de 90 metros. La potencia del parque es de 50 Mw, uno de los mayores de España, con un presupuesto superior a los 54 millones de euros. La energía producida es evacuada por línea subterránea a la subestación de Villameca.
Gas Natural Fenosa supera los 5,3 millones de puntos de suministro en el primer trimestre del 2017
Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 298 millones de euros en el primer trimestre de 2017, un 9,4% menos que en el mismo periodo del año anterior. El EBITDA alcanzó los 1.104 millones de euros, con un descenso del 5,3% sin considerar Electricaribe. El EBITDA estuvo condicionado por la evolución del negocio de electricidad en España, condicionado por factores climatológicos que provocaron una contracción de la producción hidráulica superior al 70%. El negocio de distribución de gas aportó el 37,3% del EBITDA; la distribución de electricidad un 24,5%; la actividad de gas un 21,0%; y la actividad eléctrica, un 17,8%.
El EBITDA de las actividades internacionales de la compañía creció un 3,6% y representó un 50,1% del total a 31 de marzo, frente al 43,9% del mismo periodo del año anterior. El restante 49,9% correspondió a la actividad en España.
Las inversiones netas sumaron 321 millones de euros, lo que implica un aumento del 24,9% respecto al mismo periodo de 2016. El principal foco inversor de la compañía en los tres primeros meses se situó en la actividad de distribución de electricidad, con un 40,3% del total consolidado. Por ámbito geográfico, las inversiones en el exterior representaron el 62,8% del total mientras que en España bajaron su contribución al 37,2%.
El EBITDA de la actividad de distribución de gas en España alcanzó los 225 millones de euros, el 4,7% más que en el mismo periodo del año anterior. Este incremento está asociado a la actividad de gas licuado del petróleo canalizado tras la compra de puntos de suministro realizada en el último trimestre de 2016. Las ventas de la actividad regulada de gas en España aumentaron el 7,2% respecto al primer trimestre de 2016, hasta los 56.658 GWh. La demanda residencial aumentó un 2% (+278 GWh), en línea con el periodo comparable. El crecimiento de la demanda se dio en el mercado industrial; con un incremento del 10% (+2.232 GWh) en el sector de menos de 60 bares y con un aumento del 11% (+1.283 GWh) en la industria de más de 60 bares. A 31 de marzo, la compañía tenía 5.318.000 puntos de suministro (+0,2%) y la red de distribución alcanzó los 52.828 kilómetros (+2,7%).
Hidráulica, eólica y carbón suponen más del 90% de la energía producida en Castilla y León en 2016
La demanda eléctrica en Castilla y León creció con más fuerza que la media española durante el pasado año 2016, hasta alcanzar los 3,4 megavatios por habitante sin contar con los grandes consumidores. En el total de la comunidad la demanda alcanzó los 5,8 megavatios, según datos de Red Eléctrica Española. Junto con la Comunidad de Extremadura, volvió ser la mayor generadora neta de energía hasta un total de 16.988 gigavatios/hora tras producir un total de cerca de 32.000 Gw/h.
Hay que tener en cuenta que la región no llega a consumir ni la mitad de la energía que demanda: produce más del 12% del total de la energía nacional y demanda solo poco más del 5% del total. La comunidad dispone del 13,4% del total de la potencia instalada en Mw, en torno a los 14.100 de un total de 105.000 en toda España. Un porcentaje que aumenta de forma considerable en el caso de la eólica con casi el 25% del total nacional (más de 5.600 Mw) así como en la hidráulica (cerca de 4.400 Mw).
La energía de origen hidráulico, la eólica y el carbón suponen más del 90% de la energía producida en la región que se complementa con la de origen fotovoltaico, cogeneración, biomasa y biogás. En el caso de las energías de origen hidráulico y eólico, la región tiene un peso muy importante en la generación a nivel nacional, cercano al 30% en el caso de la primera y cerca del 23% en el caso de la eólica.
La Junta tiene identificados más de 200 vehículos de su flota para sustituirlos por coches eléctricos y/o híbridos
La Junta de Castilla y León quiere seguir potenciando la implantación de coches eléctricos y/o híbridos en su parque móvil. Prueba de ello es que el plan de electrificación del parque móvil de la administración regional ha sido seleccionado por la Oficina Española del Cambio Climático como Proyecto Clima.
Una medida que ayudará a su puesta en marcha con determinadas ayudas. Está previsto que la Junta, a través del EREN, realice la incorporación de 21 vehículos eléctricos y/o hídridos enchufables con una inversión de 700.000 euros, que incluye tanto los gastos de compra como de mantenimiento. El ahorro máximo que se estima en emisiones sería de 180 toneladas de CO2 hasta el 31 de diciembre del 2020, para una media anual de 12.000 kilómetros por vehículo.
Hay que tener en cuenta que para tener derecho a las ayudas del Proyecto Clima, la disminución de las emisiones del proyecto debe ser medible por lo que será un organismo externo independiente el encargado de verificarlo. El precio por tonelada de CO2 reducida está tasado por el Ministerio de Agricultura y Medio Ambiente en 9,7 euros para 2016. Este precio resulta clave a la hora de calcular las ayudas dentro del programa, aunque puede llegar a variar.
Dentro de la Estrategia de Eficiencia Energética del Gobierno regional, el EREN tiene identificados hasta 204 vehículos como prioritarios para el cambio en la flota autonómica para que puedan reducir sensiblemente su consumo. De todos ellos, el Proyecto Clima permitirá sustitución de 21, de los que ya se han adquirido algunos de las marcas Renault Zoe y del Nissan Leaf.
Otra de las medidas contempladas por la Junta de Castilla y León dentro de esta estrategia de Eficiencia Energética es contar con hasta 147 puntos de recarga enchufables dentro de las instalaciones de la administración regional de cara al 2020.
Castilla y León quiere servir de ejemplo de ecomovilidad a otras regiones europeas
Castilla y León participa junto a otros socios comunitarios en el proyecto Prometeus (Promotion of E-mobility in EU Regions) de la Unión Europea, que cuenta con un presupuesto de 1,4 millones de euros.
La Consejería de Economía y Hacienda, a través de la Dirección General de Industria y Competitividad, aportará la experiencia regional que nació en la Estrategia para el Impulso del Vehículo Eléctrico 2011-2015, de ámbito autonómico, para que puedan ser seguidas en otros territorios de la Unión Europea. En una primera fase, los organismos participantes van a estudiar las características que presenta cada región y que pueden favorecer el rápido desarrollo de la ecomovilidad, lo que implica analizar los aspectos normativos, la dotación de infraestructuras y vehículos o el régimen de incentivos, y evaluar las posibilidades de su despliegue.
También se van a seleccionar aquellas medidas más efectivas ejecutadas por los socios para transferirlas a otros territorios: en el caso de Castilla y León, será a través de la Guía del Vehículo Eléctrico en Castilla y León, un manual que compendia toda la información de interés para ciudadanos, empresas y administraciones en torno a medios de transporte propulsados por energías más limpias y eficientes.
En la elaboración de este documento, que fue pilotada por el Ente Regional de la Energía (EREN) en colaboración con la entonces Dirección General de Industria e Innovación Tecnológica de la Consejería de Economía, participaron 21 municipios de la Comunidad, que aportaron los datos necesarios para estudiar diferentes fórmulas de implantación de la ecomovilidad.
Esta guía contiene información para el diseño de ordenanzas municipales de apoyo; localización de puntos de recarga; análisis de las flotas de vehículos municipales para su sustitución por eléctricos y de tratamientos fiscales preferentes para promover este tipo de tecnologías; diagnósticos para el despliegue de infraestructuras de recarga, y estudios de explotación de modelos de negocio y de viabilidad.
Además de Castilla y León, son socios en este proyecto europeo Gobierno Regional de Carinthia (Austria), la Dirección General de Planeamiento Urbanístico y Movilidad de Lazio (Italia) y el Departamento de Innovación de Presov (Eslovaquia). Forma parte del consorcio, como socio asesor, el Politécnico de Milán.
La CNMC recuerda al Ministerio de Industria que no es necesario cambiar la vida útil de las plantas de purines con cogeneración
La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha publicado el “Informe sobre la Propuesta de Orden por la que se establecen los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a las instalaciones de tratamiento y reducción de purines aprobadas”. Una norma que tiene gran trascendencia en la Comunidad de Castilla y León, especialmente en provincia como Segovia y Soria con gran cantidad de granjas de cerdos en intensivo.
El 20 de junio de 2016, el Tribunal Supremo dictó varias sentencias que declararon nulos algunos elementos que formaban parte de la retribución a las plantas de tratamiento de purines porcinos. Además, el Tribunal declaró que la Orden IET/1045/2014 ignoró las singularidades que la normativa precedente había reconocido a estas instalaciones con respecto a las de cogeneración.
En el Informe recién publicado, la CNMC realiza varias observaciones sobre la futura regulación propuesta por el Ministerio de Industria para dar cumplimiento a las sentencias del Tribunal Supremo. En concreto, la Comisión pone de manifiesto que, de reducirse la vida útil regulatoria (15 años frente a los 25 años anteriores), durante la cual las plantas de purines tendrían derecho a recibir una retribución, antes de finalizar este año más de la mitad de las 33 instalaciones existentes habrían ya alcanzado o superado dicha nueva vida útil regulatoria. Además, muchas de ellas han estado inactivas durante parte de 2014, así como en 2015 y 2016.
Por otra parte, el Ministerio para calcular esta nueva vida útil regulatoria de 15 años habría considerado que, de forma genérica, una planta de tratamiento de purines funciona 8.000 horas/ anuales. Incluso antes de la reforma regulatoria de 2014 pocas plantas han logrado tales niveles de actividad, dado que supondría que estarían funcionando de forma constante y a plena carga durante 11 meses de producción ininterrumpida.
En este sentido, la CNMC recuerda que la sentencia del Tribunal Supremo no requiere al Ministerio que modifique la vida útil regulatoria de las plantas y, en todo caso, los cambios propuestos no estarían adecuadamente justificados.
Finalmente, en cuanto a los precios del gas natural que se tienen en cuenta para retribuir la operación de estas plantas, la CNMC señala que se debería adoptar un criterio homogéneo. Así, en cada momento se utilizaría el mejor valor disponible, en función de datos reales, siempre que esto fuera posible.
La propuesta del Ministerio incluye una serie de precios reales y estimados, de forma que el ajuste por las bajadas en el coste de combustible registradas entre el primer y segundo semestre de 2016 se podría repercutir a las plantas de purines dos veces, en lugar de una. Este desfase podría prolongarse, en el peor de los casos, hasta finales de 2019.
El presidente de Iberdrola pide al Gobierno que defina un marco “económicamente viable” para la energía nuclear
El presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, ha presentado los resultados del grupo para el primer trimestre de 2017. La compañía ha obtenido un beneficio neto de 828 millones de euros y un beneficio bruto de explotación (Ebitda) de 1.862 millones de euros entre enero y marzo. Las inversiones se han incrementado un 13,4% entre enero y marzo, hasta alcanzar los 1.016 millones de euros. De este importe, tal y como ha explicado el presidente de la empresa, un 93% se ha destinado a redes, renovables y generación contratada.
A preguntas de los analistas, el presidente de Iberdrola ha analizado también la situación del parque nuclear en España, ante la situación creada por la reapertura o no de la Central de Garoña. “La situación, como ya expliqué en nuestra Junta General de Accionistas, es que nuestra filial nuclear tiene graves pérdidas, principalmente debido a las nuevas tasas y obligaciones que han sido impuestas a esta tecnología en los últimos años, modificando el modelo y el plan de negocio original”.
El presidente del grupo ha pedido al Gobierno que defina un marco económicamente viable para esta tecnología, antes de tomar ninguna decisión sobre nuevas autorizaciones de operación: “Hemos pedido más tiempo al Gobierno -doce meses antes del vencimiento de la licencia en lugar de los tres años actuales- y entiendo que ellos tienen que redefinir el modelo energético del país; no podemos tomar así decisiones que afectan a nuestros resultados”.
Asimismo, ha reiterado que “queremos que el Gobierno defina una planificación energética para ver cómo se va a retribuir la generación nuclear para cubrir los costes y generar algún beneficio”.
La planta de LM Wind Power en Ponferrada espera los planes del gigante GE tras su compra
La factoría de LM Wind Power en Ponferrada (León), uno de las grandes industrias del sector eólico regional, cambia definitivamente de dueños. Una noticia ya anunciada desde hace meses pero que se ha oficializado ahora. La compañía danesa LM Wind Power, uno de los gigantes en la fabricación de palas de rotor del mercado mundial, pasa a manos de GE. Algo similar a lo ocurrido meses a través con la española Gamesa tras su compra por Siemens.
GE alcanzó un acuerdo con la firma de capital privado Doughty Hanson en Londres en octubre de 2016 para la compra de la compañía por un importe de 1.500 millones de euros. La transacción incluye el diseño y fabricación de turbinas eólicas para el negocio de GE Renewable Energy, mejorando su capacidad para aumentar la producción de energía y crear valor para los clientes eólicos, tanto en offshore (eólica marina) como onshore (eólica terrestre).
En España, LM Wind Power opera desde comienzos de los 90 y cuenta con dos centros de producción en Ponferrada (León) y Castellón, un centro de servicios en As Pontes (A Coruña-Galicia) y oficinas centrales en Madrid (Alcobendas). La compañía emplea a más de 1.000 profesionales en el país. En la planta de Castellón, en concreto, la compañía produce en la actualidad la pala más larga fabricada en España (73,5 metros de longitud) para la turbina Haliade, que GE instalará en un proyecto eólico offshore en Alemania.
LM Wind Power desarrollará su trabajo como una unidad de operación independiente dentro de GE Renewable Energy, suministrando palas para los proyectos de energía eólica de GE, tanto onshore como offshore. Asimismo, continuará suministrando palas al resto de la industria eólica.
Redexis Gas aumenta un 60,4% sus nuevos contratos en el primer trimestre del 2017
Redexis Gas, una de las principales compañías dedicada al transporte y distribución de gas natural, así como a la distribución y comercialización de gas licuado del petróleo (GLP) en España, ha experimentado un fuerte crecimiento en sus resultados operativos y financieros relativos al primer trimestre de 2017.
Redexis Gas alcanzó una cifra de negocio de 60,8 millones de euros, incrementando en un 24,4% la cifra registrada en el primer trimestre de 2016. El resultado bruto de explotación (EBITDA) se situó en 40,6 millones, lo que supone un aumento del 12,8%. Durante este periodo, el beneficio neto creció un 12,9%, hasta los 11,5 millones de euros.
En el primer trimestre de 2017, Redexis Gas ha continuado su trayectoria de crecimiento estableciendo 10.956 nuevos contratos, lo que supone un incremento del 60,4% comparado con el año anterior. Estos resultados reflejan la implementación de un nuevo modelo de actuación comercial basado en herramientas avanzadas de inteligencia artificial y en la aplicación de procesos comerciales más eficientes. En su apuesta por la innovación, Redexis Gas está desarrollando algoritmos informáticos que maximicen la penetración del gas natural en los municipios en los que opera.
Las inversiones realizadas por Redexis Gas en el primer trimestre de 2017 ascendieron a 31,7 millones de euros, un 11,2% más que en los tres primeros meses de 2016 y se dedicaron íntegramente al despliegue orgánico de infraestructuras.
Redexis Gas aumentó un 12,7% su número de puntos de suministro en el trimestre, alcanzando un total de 630.751 en diez Comunidades Autónomas, de los cuales 549.807 corresponden a puntos de distribución y 80.944 a GLP o Gas Licuado del Petróleo. Redexis Gas ha mantenido la estrategia de llegar a nuevas regiones del territorio español y acometer nuevos despliegues, cerrando el trimestre con 7.887 kilómetros de redes de distribución e inaugurando la llegada del gas natural en Alloza, Pedreguer y Felanitx, municipios ubicados en Aragón, la Comunidad Valenciana y las Islas Baleares, respectivamente.
En el negocio del GLP, la compañía ha experimentado un crecimiento del 141,4% en el primer trimestre del año, gracias a la integración de los activos que adquirió a Repsol. Un total de 75.000 puntos de suministro de GLP (Gas Licuado del Petróleo) y 729 kilómetros de redes de distribución que se han ido integrando progresivamente en las áreas de influencia donde opera Redexis Gas
En su actividad de transporte, la compañía cerró marzo de 2017 con 1.622 kilómetros de infraestructuras gasistas. Redexis Gas finalizó el gasoducto entre Villanueva del Arzobispo y Castellar, con una inversión de 5 millones de euros y 17 kilómetros de extensión que recorre las poblaciones de Villanueva del Arzobispo, Castellar, Sorihuela del Guadalimar y Chiclana de Segura. Actualmente, está desplegando en Castilla – La Mancha el gasoducto ‘Yeles-Seseña’, de 9 kilómetros de longitud y que servirá gas natural a una población de 15.000 habitantes, además de fomentar el desarrollo de nuevos proyectos industriales.
A 31 de marzo de 2017, Redexis Gas cuenta con un total de 9.509 kilómetros de infraestructuras propias para la prestación del servicio de gas canalizado, un 13,1% más. En el primer trimestre del año, la energía vehiculada para los clientes industriales y del sector terciario alcanzó los 6.383,6 GWh, frente a los 4.828,3 GWh del primer trimestre de 2016, un 32% más. La energía vehiculada por las redes de Redexis Gas durante el primer trimestre de 2017 alcanzó un total de 8.641 GWh, un 25,2% más que en el primer trimestre de 2016.
La CNMC propone rebajar el precio del alquiler de los contadores de gas de los consumidores domésticos
La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha publicado el primer estudio sobre el precio que deberían pagan los consumidores domésticos de gas por el alquiler de sus contadores, según establece el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre.
Entre las conclusiones del informe, la Comisión destaca que el precio del alquiler de estos equipos debería bajar entre un 16% y un 76,6% dependiendo del tipo de contador. Estos nuevos precios, de media, implicarían un ahorro anual para los 6,8 millones de consumidores, el 99,2% del total de los que tienen un contador alquilado, de entorno a unos 8 euros/año (sin IVA).
Anualmente, el Gobierno publica en una Orden Ministerial los precios del alquiler de contadores de gas. Estos varían en función del tipo de consumidor (doméstico, empresa, etc.), y del caudal -cantidad de gas- que circula por equipo. Hasta el año 2013, de media, estos precios subían anualmente entre el 2,5-3,6%. Sin embargo, a partir de ese año, se han mantenido congelados.
Los consumidores a través de su recibo pagan mensualmente a su empresa comercializadora el precio estipulado por el alquiler del contador junto con el resto de conceptos facturables (peajes, consumo de gas, impuestos etc.). Los precios que pagan los consumidores domésticos oscilan entre 0,69 euros/mes (hasta 3 m3/h) y los 2,64 euros/mes (hasta 10 m3/hora), dependiendo del caudal del contador que tengan alquilado.
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