La nueva Photo Bull exportará desde Toro células y módulos solares para India, el mercado árabe y Latinoamérica

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paneles

El sector industrial fotovoltaico de Castilla y León vuelve a ver luz. Las instalaciones de una de sus empresas más importantes antes de la crisis, Pevafersa, han vuelto a la actividad tras más de cinco años cerrada. La decisión a primeros de año del Juzgado número 2 de Zamora de adjudicar los bienes de la antigua sociedad ubicada en Toro (Zamora) a la empresa Grafen Bull, fue el punto de salida de la nueva actividad.

Primero se centrarán en las células solares para después también comenzar con la producción de paneles solares y otros materiales avanzados en pruebas. La idea es llegar a fabricar hasta 50.000 células al día y en torno a los 1.000 módulos diarios en una primera fase.

La inversión prevista por el momento alcanza los 30 millones de euros, sobre todo para la fabricación de células. En el plazo de dos años, está prevista doblar la producción con otra inversión de 30 millones de euros adicionales para llegar a producir 100.000 células y 2.000 módulos diarios. El objetivo es llegar a contratar hasta 300 trabajadores en el primer año de funcionamiento de la planta, con pedidos en firme.

Ante la actual situación del mercado nacional, la producción de la nueva planta de Toro se centrará sobre todo en el exterior, muy pendientes de los mercados árabes, incluido Irán, mercados lejanos como India, y también de varios países latinoamericanos como Brasil, México, Colombia, Chile o Perú.  El 90% de su producción de destinará a la exportación, por lo que el departamento de exportación de la compañía es de los más importantes.

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Iberdrola mejora un 8% la calidad del suministro en Castilla y León y supera el millón de contadores inteligentes

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Subestación de Iberdrola

Iberdrola ha mejorado casi un 8% la calidad del servicio que ofrece a sus clientes de Castilla y León en el primer cuatrimestre de 2016 respecto al mismo periodo del año anterior. En estos cuatro meses, la empresa ha logrado un Tiempo de Interrupción Equivalente a la Potencia Instalada (TIEPI), índice que mide dicha calidad, de 23,7 minutos, mientras que el año pasado en el mismo periodo se situó en 25,7 minutos. La empresa, que ha avanzado en el despliegue de las redes eléctricas inteligentes con la instalación de más de un millón de contadores, logra en esta región el mejor registro de calidad de los tres últimos ejercicios.

Estos buenos resultados se deben a las inversiones destinadas en los últimos años a mejorar y ampliar su infraestructura de redes de distribución en esta comunidad mediante la construcción y mantenimiento de subestaciones, líneas eléctricas y centros de transformación. Sólo en el último año, la empresa ha dedicado alrededor de 63 millones de euros a esta área.

Además, la compañía ha avanzado en el despliegue de redes inteligentes, en el marco del proyecto STAR (Sistema de Telegestión y Automatización de la Red) que lleva a cabo en todas las regiones donde está presente. En Castilla y León, hasta la fecha, Iberdrola ha instalado cerca de un millón de contadores inteligentes, más del 69% de todo su parque de contadores con potencia contratada igual o inferior a 15 kilovatios en esta comunidad.

Cuando finalice esta iniciativa, en 2018, y tras realizar una inversión global de 180 millones de euros, los más de 1,5 millones de puntos de suministro a los que da servicio la empresa en Castilla y León tendrán contadores inteligentes. Asimismo, más de 15.300 centros de transformación también funcionarán con este tipo de tecnología.

La compañía ha desarrollado en los últimos años diversos proyectos en el área de distribución para seguir mejorando la calidad del servicio, cuenta en ella con 240 subestaciones, 15.497 centros de transformación, más de 1.400 kilómetros de líneas de muy alta tensión, 4.945 kilómetros de alta tensión, 20.411 kilómetros de líneas de media tensión y 23.379 kilómetros de líneas de baja tensión.

La eólica lidera la producción eléctrica entre enero y abril por delante de la nuclear e hidráulica

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eolic

El repunte del consumo eléctrico en el mes de abril no puede solapar que la demanda eléctrica en los cuatro meses del año 2015 no acaba de despegar. Según los datos de Red Eléctrica de España, la demanda peninsular de energía eléctrica en el mes de abril se estima en 19.926 GWh, un 6,4% superior a la registrada en el mismo mes del año anterior. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha aumentado un 3% con respecto a abril del 2015.

En los cuatro primeros meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 83.796 GWh, un 0,5% más que en el 2015. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica es un 0,3% superior a la registrada en el año anterior.

La producción de origen eólico en el mes de abril ha alcanzado los 4.301 GWh, un 13,8% superior a la del mismo mes del año pasado, y ha supuesto el 21,9% de la producción total. En el mes de abril, con la información provisional a día 29, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 54,1% de la producción.

La energía de origen eólico ha sido la de mayor generación entre los meses de enero a abril, con un 26%, seguida de la de origen nuclear con el 22,7%, la hidráulica con el 20,3%, la cogeneración con 9,7%, la de carbón con el 8,3%, el ciclo combinado con el 6,8%. Mientras, la Solar Fotovoltaica se quedó en el 2,6% y la solar térmica en el 1,2%.

“Castilla y León podría llegar a asumir una parte relevante de la nueva potencia eólica hasta 2020 pero vamos con mucho retraso”

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Javier GraciaEntrevista con
Javier Gracia Bernal
Presidente de APECYL (Asociación de Promotores de Energía Eólica de Castilla y León)

Visto con la perspectiva que dan ya varios años de parón eólico, para Castilla y León, ¿qué ha supuesto este freno a las inversiones eólicas desde el punto de vista de la inversión, el empleo y la rentabilidad de las empresas?

El parón eólico ha afectado a toda España (no sólo a Castilla y León), sobre todo en lo que se refiere a la construcción de parques. Actualmente se sigue trabajando en los algo más de 5.500 MW instalados y en funcionamiento en la Comunidad.

La eólica es una industria que da empleo a miles de personas en explotación, mantenimiento y reposición y que ha podido proteger mucho empleo en fabricación de componentes que hoy se destinan a la exportación. Debemos dar las gracias a las empresas que han sabido adaptarse a la exportación casi de un día para otro. Desde APECYL preveíamos un momento de ralentización del montaje de turbinas. Ralentización, no una paralización por Real Decreto y tan drástica.

La rentabilidad se ha visto mermada, lógicamente. Pese a esto, hay inversores dispuestos a adquirir activos eólicos. Probablemente esto hay que entenderlo en un entorno de bajas rentabilidades en el resto de actividades financieras.

Pero en definitiva lo que nos preocupa es el empleo. Si no trabajamos, si no vivimos, ¿para quién generamos la energía? Pensamos que un cambio legislativo no tan radical, progresivo, hubiera sido posible sin perjudicar al sector renovable de esta manera. En las plantas se han perdido miles de empleos que hubieran podido adecuarse más y mejor con algo de tiempo. Esto hubiera salvado empleo y mantenido a nuestro país como proveedor de tecnología, de industria.

La planificación energética española sobre el papel de cara al 2020 habla de 6.400 MW nuevos eólicos, ¿qué parte podría asumir Castilla y León de esta cantidad?

Podría llegar a asumir una parte muy relevante de dicha potencia. Tengamos en cuenta que Castilla y León es la CCAA con más extensión de la UE y que alberga el 70% del mallado de la red de transporte de energía eléctrica de España. Tiene, por lo tanto, más capacidad de conexión que otras Comunidades Autónomas.

Su pregunta se plantea en términos de competencia con otras CCAA. Creemos que servir al interés general no debe pasar por competir entre comunidades. Y si lo planteamos así, lamentablemente hemos de recordar que en Castilla y León tenemos una relevante desventaja del 4% de impuesto regional sobre la facturación, correspondiente a la denominada “ecotasa” que nos hace menos competitivos respecto a otras CCAA vecinas que no someten a las eólicas a este impuesto, especialmente en el actual entorno en el que la adjudicación de nuevos proyectos se hará en base a un mecanismo de subastas competitivas por precio. Es algo que se cierne muy evidente en provincias limítrofes que además comparten redes de transporte, como Soria o León.

La última subasta de 500 MW eólicos adjudicada a un nuevo grupo a precio cero, el que marca el mercado, ¿puede marcar un antes y un después en el sector o resulta inviable en el futuro?

Por supuesto que el resultado de esta subasta nos hace reflexionar. Se ha comentado mucho desde entonces. Creemos que el modelo de subasta podría ser adecuado, pero habría que rediseñarla o revisarla para evitar posibles errores. Aunque tenemos que hablar de hoy.

Si quisiéramos favorecer una mayor implantación de renovables con la urgencia que ya existe, las ayudas directas a la inversión contra los Presupuestos Generales del Estado quizá fueran más ágiles para poder cumplir con los objetivos del 20% de energía primaria renovable y la reducción de gases de efecto invernadero para el año 2020. El 2020 está a la vuelta de la esquina y el gobierno que resulte de las elecciones de junio, tendrá poco tiempo si quiere evitarnos las elevadas sanciones que se derivarán del incumplimiento. Con subastas de 500 MW esto no se agiliza.

En el resto de la UE lo tienen muy presente y van cumpliendo ya, o cumplirán. La planificación eléctrica 2016-2020 prevé una buena parte, pero ya no nos queda mucho tiempo. Ya lo avisamos en los últimos Días Eólicos regionales de APECYL. Vamos con mucho retraso y en Madrid parece no importarle a nadie.

Los últimos datos de producción eléctrica en España han mostrado que cuanto más produce la eólica sobre el total nacional menos cobran sus productores por ella, curiosamente. ¿Cómo sería posible salir de esta espiral?

No considero que sea una espiral. Los precios sí son bajos habitualmente en los primeros trimestres de cada año y más aún si van acompañados de una elevada hidraulicidad. Pese a esto, es necesaria una revisión de la construcción de los precios. Deben empezar por interiorizar todos los costes de generación de las distintas tecnologías.

La eólica interioriza todos los costes, incluso ha depositado avales para su desmontaje en el caso de que desapareciese la empresa propietaria. Una legislación eólica madura, en este aspecto, que ha sabido ser previsora. Otra tarea más para un futuro Gobierno de España, aunque quizá venga antes vía Directivas Comunitarias.

Para muchos parques con más de 10 años de funcionamiento en la región se pone sobre la mesa la disyuntiva de alargar su vida útil o repotenciar, aunque esta última alternativa puede resultar poco ventajosa actualmente por temas administrativos. De cara al futuro ¿la ampliación de potencia de los parques regionales debe ser más sencilla?

Las empresas eólicas son ya muy maduras. La decisiones se tomarán mucho mejor que hace unos años. Sus técnicos sabrán, seguro, definir ese “traje a medida” que cada parque requerirá porque va a depender de muchos aspectos. De cómo se haya realizado el mantenimiento, de cómo de agresivo haya sido el emplazamiento, de si realmente turbinas mas grandes van a producir más…. Y además la decisión técnico-económica deberá realizarse a la luz de la capacidad de endeudamiento y de la capacidad y voluntad de capitalización que ofrezcan los socios.

No creo que haya una norma general en la disyuntiva de alargar su vida útil o repotenciar. Habrá “trajes a medida”, que aunque se parezcan mucho, serán a la medida de los propietarios, que hoy saben decidir sobre la eólica que quieren y entienden. La Administración sabrá facilitar esa necesidad de elección.

Si tuviera en frente al futuro Ministro de Industria que salga de las elecciones de junio, qué le diría como empresario y como miembro de APECYL para el sector eólico y para Castilla y León?

Para el sector eólico español, le pediría que analizase cómo recuperar empleo en este sector industrial, con una enorme capacidad de exportación, tanto de componentes como de talento. Es más seguro que a Castilla y León le vaya mejor si le va bien a España y a la UE. Y hasta me atrevo a ponerle una primera tarea: “desdemonizar” a los suyos en las energías renovables. Reconocer que maltratar a una industria puntera a nivel mundial cediendo protagonismo y regalando nuestra credibilidad a otros países de la UE fue un enorme error. Y, por supuesto, que busque la fórmula para cumplir los objetivos 2020 de la UE (voto porque lo hagan a través de eólica). Por último, que nos tiene para lo que necesite, en cualquier momento, cualquier día y las horas que sean necesarias.

El sector de los biocarburantes pide al Ministerio más cupos para prepararse ante futuras importaciones de Argentina o Indonesia

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biodiesel

APPA Biocarburantes ha solicitado de forma urgente al Ministerio de Industria la prórroga en la asignación de las cantidades de producción de biodiésel en plantas españolas que concluía el pasado 4 de mayo.

Aunque el Ministerio está facultado para prorrogarlo otros dos años, al igual que lo han hecho en otros mercados como Francia o Portugal para proteger a sus plantas industriales frente a futuras importaciones masivas de terceros países de biodiésel a bajo precio desde Argentina o Indonesia.

Según el presidente de APPA Biocarburantes, “esta medida resulta fundamental para que la industria española del biodiésel pueda consolidar la mejoría experimentada estos últimos años, afianzar su competitividad, mantener el empleo y contribuir a la diversificación energética”.

El sector de los biocarburantes, que ha atravesado en España y en Castilla y León todo tipo de problemas durante los últimos años, está a la expectativa de ver qué decide la Organización Mundial de Comercio o el propio Tribunal de Derecho de la Unión Europea sobre los derechos antidumping aplicados en Europa para protegerse frente a las importaciones de biodiésel desde Indonesia y Argentina, entre otros países productores.

El aumento de producción en las plantas españolas ha provocado que los precios de los biocarburantes no subieran justo cuando el precio de los carburantes convencionales estaba bajo por el precio del barril de petróleo.

Mientras, la incertidumbre en el sector de los biocarburantes es aún mayor en Castilla y León por el futuro de la planta salmantina de Abengoa en la localidad de Babilafuente. La idea del grupo sevillano, con una grave crisis societaria y financiera de deuda, es vender todo su grupo de la división de bioetanol, compuesto por cuatro plantas en España y dos en Europa.

Ilustración: J.C.Florentino

La nueva ayuda de 10 euros/tonelada al carbón nacional intentará frenar las importaciones masivas de carbón extranjero

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wagon

Las ayudas aprobadas por el Gobierno de 10 euros para incentivar la compra del carbón nacional pueden no ser suficientes para convencer a las grandes eléctricas propietarias de las centrales de ciclo combinado para que compren más. Además, las empresas mineras tendrán que devolver estas ayudas si quieren mantener su actividad después del 2018. El Gobierno anunció que había llegado a un principio de acuerdo con la Comisión Europea para poder aumentar estos pagos.

Hay que tener en cuenta que la producción de carbón en España ha disminuido un 83,3% entre el año 2000 y el 2014, con incremento cercanos al 20% de carbón extranjero. En el año 2000, la producción de carbón español superaba los 23 millones de toneladas y hoy en día no llega a los cuatro millones de toneladas.

Además hay que tener en cuenta la fuerte caída en la producción de lignito pardo en Galicia, y también de antracita y hulla, estas últimas muy importantes en el norte de las provincias de León y Palencia. De estas últimas se ha pasado de unos 11,3 millones de toneladas en el año a los 2,7 millones del 2014 a nivel nacional, de las que en torno al millón han salido de las minas de la región, sobre todo de León.

El acuerdo del Gobierno pasa por aumentar los pagos a las explotaciones en 10 euros en tonelada, cobrando así las minas de galería 25 euros por toneladas, mientras las de cielo abierto comenzarán a cobrar 10 euros, después de no recibir nada desde 2014.

El nuevo incentivo se establecería de forma anual según la diferencia entre el precio internacional del carbón y el precio del mineral nacional en 2013, cuando se adoptó el Plan de Cierre que incluía las subvenciones. De esta forma reducirá el diferencial de precio.

Gas Natural Fenosa obtiene el 48% de su Ebitda fuera de España con presencia en 30 países

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JUNTA ACCIONISTAS GAS NATURAL

La Junta General Ordinaria de Accionistas de Gas Natural Fenosa celebrada en Barcelona ha aprobado un dividendo total con cargo a los resultados de 2015 de 1.001 millones de euros (un euro por acción), el 10,1% más que el correspondiente al ejercicio 2014. La compañía pagará el próximo 30 de junio en efectivo el dividendo complementario (0,5922 euros por acción), por lo que el payout, proporción del beneficio neto que se destina a retribuir a los accionistas, quedará el 66,6%, por encima del compromiso del 62% adquirido en el Plan Estratégico 2013-2015.

El presidente de Gas Natural Fenosa, Salvador Gabarró, destacó en su discurso a los accionistas los “buenos resultados obtenidos” por la compañía en 2015 a pesar del “complejo entorno económico nacional e internacional”. El EBITDA del pasado ejercicio, último del Plan Estratégico 2013-2015, se situó en 5.264 millones de euros, por encima de los 5.000 millones comprometidos en el citado Plan. El beneficio neto alcanzó los 1.502 millones de euros, en línea con el objetivo marcado, y la ratio de deuda neta/EBITDA quedó en tres veces, como estaba previsto.

Según Gas Natural Fenosa, los resultados obtenidos durante la vigencia del Plan Estratégico 2013-2015 se sustentan en el perfil equilibrado de la compañía, que obtiene el 66% del EBITDA a través de actividades reguladas, de distribución de gas natural y de electricidad fundamentalmente, y el 34% restante en actividades liberalizadas de generación eléctrica y de comercialización de gas natural. La compañía, además, ha aumentado su diversificación geográfica en los últimos años y en 2015 obtuvo el 48% de su EBITDA fuera de España, en los 30 países en los que ya tiene presencia.

Gas Natural Fenosa cerró contratos en 2015 por un importe total de 3.009 millones de euros con 7.261 proveedores de todo el mundo. El 81% de esa cifra se adjudicó a proveedores locales. En cuanto a la contribución fiscal, sumó un total de 3.636 millones de euros en el ejercicio 2015, de los que 2.627 millones correspondieron a España. En total, la plantilla de la multinacional está compuesta por 20.641 empleados, de los que 8.262 trabajan en España. El empleo que se genera la empresa es estable y de calidad, con un 96% de contratos indefinidos.