Redexis invertirá 90 millones en Aragón para impulsar la energía sostenible

Gran parte de la inversión se destinará a Teruel y las cuencas mineras. La consejera Gastón valora “muy positivamente” los proyectos.

La consejera de Economía, Industria y Empleo, Marta Gastón, ha mantenido un encuentro con Fernando Bergasa, presidente de Redexis, para conocer los proyectos en materia de energía y conectividad de esta compañía integral de infraestructuras energéticas, para los cuales contará con el apoyo del Gobierno de Aragón a la hora de impulsar estas nuevas iniciativas. Gastón ha valorado “muy positivamente” el compromiso inversor de la compañía en Aragón, tanto la apuesta hecha hasta la fecha, como sus nuevos planes de futuro en nuestra Comunidad Autónoma.

A la reunión también ha asistido Jesús Sánchez, director general de Industria, Pymes, Comercio y Artesanía, y por parte de Redexis, su consejera delegada, Cristina Ávila, y Fernando Salvador, director regional de Redexis en Aragón.

El presidente de la empresa ha asegurado que para la compañía Aragón es una comunidad de referencia, y como tal, queremos continuar impulsando las inversiones y el empleo en la región, con la puesta en marcha de iniciativas que proporcionen a los aragoneses soluciones energéticas de futuro sostenibles y eficientes, con especial foco en la provincia de Teruel”.

La compañía ha propuesto al Gobierno regional duplicar su inversión inicial prevista para Aragón, elevándola al entorno de 90 millones de euros para impulsar nuevas soluciones energéticas sostenibles y renovables. Redexis se había comprometido inicialmente a invertir 45 millones de euros en los próximos tres años para extender su negocio tradicional de despliegue de redes de distribución de gas, que supondrían más de 100 kilómetros adicionales para dar servicio a 80.000 nuevos ciudadanos.

Pero la compañía ha plateado al Gobierno de Aragón el poder localizar posibles proyectos en materia de energía y conectividad, que le permitan duplicar esta inversión hasta alcanzar los 90 millones de euros, prestando especial atención a las comarcas mineras y a la provincia de Teruel.

Adicionalmente, Redexis ha presentado un plan específico de impulso y desarrollo de la provincia de Teruel, con especial hincapié a las comarcas mineras, donde la compañía calcula que podría destinar más de 50 millones de euros de inversión para dar acceso al gas canalizado a poblaciones que actualmente están sin gasificar, siempre que se contara con los incentivos adecuados, lo que generaría 335 empleos.

Fuente: expansion.com

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Reynés (Naturgy) no descarta nuevos recortes de plantilla para reducir coste

“Espero que la reducción de costes no tenga a los directivos preocupados, sino ocupados”. Francisco Reynés, presidente ejecutivo de Naturgy, ha reconocido que la compañía se comprometió a “un objetivo ambicioso pero conseguible” de reducción de costes, pero no ha descartado que sea necesario un nuevo reajuste de la plantilla para lograrlo.

La compañía tiene como objetivo reducir los más de 600 millones de costes corporativos del grupo a apenas 100 millones en 2022. Más allá de las eficiencias que se vayan logrando con los cambios que ya está implementando, la sombra de un Expediente de Regulación de Empleo que cueste varios millares de trabajadores planea sobre la compañía.

La reducción de la plantilla comenzó en 2017, todavía con Rafael Villaseca como consejero delegado, y apuntaba a la amortización de 1.400 puestos de trabajo hasta 2020. En el marco del nuevo plan, la cifra ascendería alcanzaría, como mínimo, los 2.500 puestos, tanto por la desinversión de activos como por procesos desvinculaciones pactadas para trabajadores con más de 55 años. En 2017 redujo más de 2.100 puestos de trabajo, principalmente por las desinversiones realizadas ese año, hasta los 15.774 trabajadores con que cerró el ejercicio. El año pasado, la energética puso en marcha un plan de prejubilación en España para trabajadores mayores de 57 años que afecta a 800 empleados.

El plan de reducción de costes marcado en la hoja de ruta con horizonte 2022 fija un objetivo de 500 millones. En el ejercicio 2018, la energética logró “eficiencias anuales recurrentes de 110 millones que requirieron unos costes de captura de 180 millones”. La optimización y eficiencia de su operación es uno de los pilares del plan estratégico de la compañía. En los seis meses que lleva vigente esta hoja de ruta, Naturgy ha dado importantes pasos en su transformación, ha valorado Reynés. Desde la simplificación organizativa y la reducción de su consejo de administración.

El presidente de la energética ha declinado desglosar los costes de 180 millones que ha acarreado el proceso de reducción de costes. Reynés insiste en que las decisiones van más allá de la reducción de su plantilla.

“Estas eficiencias están distribuidas a lo largo de todo el grupo, en España y en los países donde operamos, y tienen que ver con mejora de procesos, renegociación de contratos de compra con suministradores, la reducción de servicios, las primas de seguros… Es una amalgama, no me gustaría, porque no es verdad, que se centrara esto en una reducción de costes de personal”, ha subrayado.

En esa “amalgama”, la compañía ha destacado la reducción del número de filiales “por ser inoperantes o innecesarias y generar mucho trabajo de control y gestión”, la renovación del contrato de gas con Sonatrach (Argelia) y un gran esfuerzo por mejorar la estructura de capital a través de amortización de deuda bancaria corporativa, recompra de bonos y refinanciación de la deuda en Latinoamérica.

En el ejercicio 2018, la energética registró pérdidas por 2.822 millones a causa del deterioro de activos de generación -principalmente en España- de casi 4.900 millones que avanzó en junio. Sin tener en cuenta el efecto de extraordinarios, el beneficio neto ordinario avanzó un 57%, hasta los 1.245 millones.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) cerró 2018 en los 4.019 millones de euros, con un incremento del 3%. Sin considerar los elementos no recurrente, el Ebitda ordinario creció casi un 12%, hasta los 4.413 millones de euros. La facturación, en tanto, fue de 24.339 millones, un 4,9% más.

Respecto a la retribución al accionista, uno de los pilares del plan estratégico, Naturgy incrementó el dividendo un 30% en el ejercicio 2018, hasta los 1,3 euros por acción, y a partir de 2019 y hasta 2022 tiene el compromiso de elevarlo un mínimo de un 5% anual. En total, con la suma del dividendo y el programa de recompra de acciones, la energética distribuyó entre sus inversores un total de 1.500 millones, un 50% más que el año anterior.

“El TORO POR LOS CUERNOS”

El presidente de Naturgy se ha referido también al esperado calendario de cierre de plantas nucleares que el Gobierno tiene que detallar en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima. “Nosotros no podemos tomar una decisión sobre las nucleares. Eso forma parte de un plan energético más amplio que corresponde al Gobierno elaborar”, ha indicado el ejecutivo mostrando una postura de colaboración hacia la cartera que dirige Teresa Ribera dos días después de reunirse con la ministra para abordar el cierre de Almaraz. Para el ejecutivo, que este Gobierno haya cogido “el toro por los cuernos” y se plantee un cierre nuclear ordenado es algo positivo. Este calendario abarcará una década, desde 2025 y 2035.

En este sentido, Reynés ha destacado que su percepción es que todos los actores implicados, tanto en el Ministerio como en el sector privado, tienen vocación de encontrar una solución. Naturgy “adaptará sus activos a los planes que defina el Gobierno”, ha subrayado. Un calendario de cierre es necesario, eso sí, opina Reynés, “ya que para una empresa que invierte tiene que haber un escenario a largo plazo para tener visibilidad”.

Al tiempo, el ejecutivo ha indicado que las empresas han presentado al Ejecutivo “datos objetivos” sobre la situación del parque nuclear. Que se atienda a su opinión es otro tema y quedará reflejado en ese esperado Plan que se debe enviar a Bruselas y que se presentará, según fuentes oficiales, en las próximas semanas. El único detalle desvelado por el ejecutivo al respecto es que la prioridad del plan será mantener una “potencia instalada suficiente para cubrir la demanda”. Desde el lobby nuclear era, precisamente, una de las demandas que se hacía de cara a la nueva regulación: tener en cuenta que el suministro de base que ofrece la energía nuclear es clave a medida que se introducen las energías renovables en el sistema para garantizar la estabilidad de suministro.

Respecto a un posible intercambio de activos con Endesa e Iberdrola para facilitar los acuerdos en la explotación de las centrales que comparten, Reynés ha indicado que “no se cierra a ninguna opción”. La posición de Naturgy es distinta a la de las otras dos eléctricas ya que cuenta con participaciones y no con “activos enteros”.

Fuente: bolsamania.com

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Naturgy acelera en renovables: cerrará 2019 con el doble de potencia en España

Naturgy avanza a paso firme en su electrificación. La energética que preside Francisco Reynés prevé sumar este 2019 alrededor de 1 gigavatio (GW) de nueva potencia renovable en España, impulso que le llevará a duplicar su base de generación ‘verde’ con una inversión que supera los 1.000 millones de euros.

Parte de esa potencia corresponde a los megavatios que se adjudicó en 2017 en las dos subastas que realizó el Gobierno (667 MW eólicos y 250 MW fotovoltaicos) y que tienen que estar en funcionamiento antes del 1 de enero de 2020.

Con los megavatios de las subastas la compañía está construyendo parques solares y eólicos en distintas regiones de España. Castilla y León tiene proyectos eólicos por más de 300 millones, similar a la cifra que destinará también al desarrollo de eólica en Galicia. Los parques eólicos en Aragón, Andalucía, Extremadura y Navarra se llevarán otros 100 millones de inversión. En cuanto a la fotovoltaica, la mitad de esos 250 MW se instalarán en Castilla-La Mancha.

Además de estos proyectos, Naturgy también ha avanzado en el desarrollo de megavatios correspondientes al cupo renovable canario, de los cuales en 2018 puso en marca 32,6 MW. La compañía cuenta con una cartera de proyectos eólicos y fotovoltaicos en tramitación en Canarias con el objetivo de presentarlos en los próximos concursos que lance el Gobierno.

En total, la energética estima que en 2019 conectará 929 MW en todo el país que se sumarán a los casi 1.200 MW que ya tiene, la mayoría de ellos eólicos (979 MW), pero también en minihidráulica (110 MW) y en cogeneración y fotovoltaica (58 MW).

TRANSICIÓN ENERGÉTICA

La apuesta por las renovables es uno de los pilares del plan estratégico a 2022. En línea con las necesidades del proceso de transición energética, Naturgy quiere incrementar el peso de la electricidad y reducir el del gas, al tiempo que aumenta los servicios que ofrece a sus clientes. Así, al cerrar 2022, el peso de la electricidad debe ser, como mínimo un 50% de la operación, desde el 40% actual, y el gas debe bajar de 57% a 40% como máximo.

Los analistas tienen muy presente esta transformación del negocio y consideran que Naturgy sabrá aprovechar las oportunidades que la transición energética ofrece en España. Para los analistas de Macquiaire, Naturgy tiene capacidad para triplicar su potencia renovable para 2030, una década en la que se prevé que vaya reduciendo la potencia nuclear y ya no tendrá carbón, puesto que ha anunciado que cerrará los 1.700 MW de sus tres plantas en 2020.

HUELLA RENOVABLE INTERNACIONAL

La energética también ha aprovechado el último año para ampliar su huella renovable en otros países como Brasil y Australia. En el primero, destinó 106 millones a la adquisición de dos ‘campos’ solares en Brasil, poniendo en operación 85 MW a finales de año. En Australia conectó también a final de 2018 los 96 MW eólicos en los que ha invertido 75 millones. Además de estos proyectos, cuenta con otros 300 MW distribuidos en México y Brasil.

En cartera tiene proyectos en Australia (180 MW eólicos) y en Chile, con parques eólicos y solares que suman una capacidad de 324 MW. Según su calendario, estarán en funcionamiento entre finales de 2020 y principios de 2021.

Fuente: bolsamania.com

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Los técnicos de la UE dan el visto bueno al plan de transición energética de Menorca

Los altos funcionarios técnicos de la Comisión Europea han acreditado la solvencia del Plan Integral de Descarbonización de Menorca, la hoja de ruta presentada por el Consell para que la Isla se convierta en territorio piloto de la Unión Europea en la transición energética, que implica el objetivo de alcanzar el 85 por ciento de generación de renovables en 2030.

Después de analizar el documento y de reunirse con los agentes implicados, los representantes de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea “han quedado gratamente impresionados”, según ha explicado la presidenta del Consell, Susana Mora, quien a ha desvelado que uno de los principales mensajes que han dejado durante su visita a la Isla es que “hay que pasar a la fase de implementación lo antes posible”.

Mora ha celebrado que el proyecto ya cuenta con el visto bueno políticoy técnico de la Comisión Europea, que “se ha comprometido a apadrinarlo”, pero ahora falta que esos compromisos se materialicen. En ese sentido, tanto desde el Consell, como desde el Govern se reclama que, más allá de las ayudas que ya tiene establecidas la Unión Europeacon carácter general, se apruebe un paquete específico para el proyecto de transición energética de Menorca.

Fuente: menorca.info

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Un estudio determina que las instalaciones fotovoltaicas verticales son completamente viables

El Grupo de Investigación SWIFT (Solar and Wind Feasibility Technologies) de la Universidad de Burgos (UBU) ha medido la radiación solar que reciben las fachadas de los edificios en un estudio experimental llevado a cabo en la ciudad de Burgos. Los resultados han permitido conocer la cantidad exacta de energía solar que se obtiene en las fachadas y determinar que las instalaciones fotovoltaicas verticales son perfectamente viables.

En declaraciones a la agencia de divulgación científica Dicyt, Cristina Alonso Tristán, profesora de la UBU e investigadora del grupo,  explica que en los últimos años se han desarrollado paneles fotovoltaicos que pueden ser adaptados o integrados en edificios, como los vidrios fotovoltaicos, que sustituyen a los cristales tradicionales de las ventanas o se pueden integrar en las fachadas acristaladas de los grandes edificios. También hay “desarrollos para incorporar a toldos, marquesinas, a las lamas de las persianas o que se integran directamente, sustituyendo parte del muro, como si fuera un material decorativo de la fachada”, detalla la investigadora.

Estos productos ya se pueden ver en muchos edificios, nuevos o rehabilitados, de uso público o residencia. Pero, ¿se sabe con exactitud cuánta energía solar reciben?

“Cuando se diseña una instalación fotovoltaica, uno de los aspectos clave para que su eficiencia sea la máxima es que los paneles estén adecuadamente colocados y que reciban la máxima cantidad de radiación solar posible. Y esto depende de la latitud en la que se encuentra la instalación y del día del año”, indica Alonso. Sin embargo, los datos que se utilizan actualmente para dimensionar las instalaciones fotovoltaicas son los obtenidos para el plano horizontal, aquellos que se miden de forma habitual en las estaciones meteorológicas.

Al ritmo de las estaciones
Con el objetivo de determinar la cantidad exacta de energía solar que se obtiene en las fachadas, el equipo de la Universidad de Burgos midió experimentalmente la energía total recibida en superficies verticales orientadas en las cuatro direcciones cardinales (norte, sur, este y oeste), utilizado una instalación que disponen en la Escuela Politécnica Superior de Burgos. En total, realizaron medidas durante 45 meses de manera continua, siguiendo unos estándares de calidad muy restrictivos para asegurar que los datos eran fiables, según explicó la investigadora a Dicyct.

Los resultados apuntan que las instalaciones fotovoltaicas verticales son completamente viables. “Aunque los edificios consumen de manera continua, las fachadas reciben la energía a horas distintas dependiendo de su orientación. Hemos obtenido que, en los meses de invierno, la fachada sur recibe más energía que la superficie horizontal en la misma localización, con lo que una instalación en esa fachada produciría más que la colocada en el tejado”, asegura la investigadora de la UBU.

Asimismo, las fachadas este y oeste producen aproximadamente la mitad que la superficie horizontal, “porque una recibe el sol de mañana y otra el de tarde”, pero entre las dos “se podría distribuir la producción a lo largo de todo el día”. Incluso la fachada norte, agrega, produce aproximadamente un 25% de la superficie horizontal en la misma localización.

Modelos fiables
Los investigadores también trataron de determinar, en lugares en los que estos datos no existen, cuál es el mejor procedimiento para obtener los datos de radiación en superficie vertical a partir de otras magnitudes. Para ello, utilizaron dos componentes de la radiación solar -los datos de radiación directa y difusa- medidos en la misma instalación a la vez que los datos de superficie vertical y aplicaron diferentes modelos que distinguen, entre otras cosas, las características del cielo.

El equipo comparó los datos de radiación vertical que calculan los modelos con los medidos experimentalmente y seleccionó el modelo que obtiene menor error. De esta forma, “se podrá dimensionar adecuadamente las instalaciones fotovoltaicas en fachadas, aunque no tengamos datos reales de la energía recibida en esas fachadas”, subraya Alonso Tristán.

Se trata, en definitiva, de combinar adecuadamente las superficies disponibles y aprovechar también otras ventajas de las instalaciones, como la mejora de la envolvente del edificio o incluso de su estética.

“Todos sabemos que la orientación sur es siempre la más soleada, la que recibe más horas de sol a lo largo del año, pero no se debe menospreciar la energía que se recibe en otras orientaciones. La superficie disponible en las ciudades es limitada y, sin embargo, es donde más nos interesa disponer de energía puesto que es donde se consume. Con nuestro estudio, analizamos las posibilidades de superficies que, en principio, pudieran parecer poco adecuadas para acoger instalaciones fotovoltaicas. Pero el estudio también es importante para conocer la energía térmica que se recibe a través de cada fachada y la iluminación natural disponible”, concluye.

Fuente: energias-renovables.com

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Naturgy impulsa su beneficio ordinario un 57% tras ajustes de 4.850 millones

La foto de la nueva Naturgy, antigua Gas Natural Fenosa, ya está completa. Contablemente, la compañía ha perdido 2.822 millones de euros en 2018, en comparación con las ganancias de 1.360 millones de 2017.

Es el resultado del ajuste masivo realizado de 4.851 millones en el valor de sus activos, a modo de borrón y cuenta nueva acometido por su presidente, Francisco Reynés, que este mes ha cumplido un año en el cargo.

Operativamente, sin embargo, el grupo se sitúa con fuerza en la rampa de salida para un fuerte crecimiento en los próximos años. Sin contar extraordinarios, y atendiendo solo al resultado ordinario, el grupo ha ganado 1.245 millones, un 57% más. El resultado bruto operativo (ebitda) ha aumentado un 11,8%, hasta los 4.413 millones, impulsado por el incremento de ventas en un 5,2%, hasta los 24.373 millones.

Naturgy cumple así un primer ejercicio de profunda transformación que ha supuesto grandes cambios en el accionariado, con la salida de Repsol y la incorporación de CVC y grupo March, en la composición del consejo, en la estructura directiva de la empresa y de sus negocios, además de la marca corporativa.

Resultados por negocios

Por unidades de negocio, el gran protagonista fue Gas&Power, (que incluye el negocio eléctrico y de distribución de gas en España). Esta división creció en todas sus actividades, y registró un ebitda ordinario de 1.453 millones de euros, lo que supone 52,1% más respecto a 2017, debido principalmente al negocio internacional de gas natural licuado (GNL) y a la comercialización de gas.

El negocio de Infraestructuras EMEA (que incluye las redes de gas y los gasoductos con Argelia) incrementó su ebitda un 2,2%, hasta los 1.849 millones de euros, gracias al buen comportamiento de las redes de gas y electricidad y de Europe Maghreb Pipeline Limited (EMPL).

El resultado del negocio de Infraestructuras América del Sur (Chile, Argentina y Brasil, principalmente) se vio afectado por la evolución negativa del tipo de cambio que impactó en 171 millones el ebitda de esta división de negocio, que disminuyó hasta los 846 millones de euros en términos ordinarios (-3,5% sobre 2017).

En el caso de Infraestructuras Norte Latinoamérica (México y Panamá) el impacto de las divisas fue de 16 millones en el ebitda, que alcanzó los 275 millones de euros ordinarios (-3,2% respecto al ejercicio anterior).

Reducción de costes y deuda

En el periodo, la compañía aceleró el plan de eficiencias, que tiene un objetivo de 500 millones anuales de reducción de costes en 2022. El ejercicio 2018 cerró con unas eficiencias anuales recurrentes de 110 millones de euros.

Naturgy avanzó en los últimos seis meses en la optimización de su estructura de capitalcon emisiones en moneda local en México, Brasil y Chile con la amortización de aproximadamente 1.700 millones de euros de deuda bancaria a nivel corporativo.

A cierre del ejercicio, la deuda financiera de Naturgy fue de 13.667 millones de euros, un 10% menos que a cierre de 2017. Por su parte, el free cash flow se situó en los 3.055 millones de euros, frente a los 746 millones del periodo anterior. Adicionalmente, Naturgy ha dotado de la flexibilidad que requieran las divisiones de negocio para su financiación autónoma.

5.500 millones de caja

La compañía generó 5.500 millones de euros de caja durante el ejercicio a través de la positiva evolución del negocio y las desinversiones de activos no estratégicos, que se ha dedicado, principalmente, al crecimiento en activos estratégicos, reducir deuda y remunerar al accionista.

En concreto, se invirtieron 2.321 millones de euros, un 30% más que en el ejercicio 2017. Las inversiones en proyectos de crecimiento orgánico supusieron más del 70% del total, hasta los 1.638 millones (+76%).

La compañía tiene previsto invertir en nueva capacidad renovable 663 millones de euros durante el ejercicio 2019.

Otro de los aspectos clave en el cumplimiento del Plan Estratégico es el compromiso con la retribución al accionista. La compañía incrementó el dividendo un 30% en el ejercicio 2018, hasta los 1,30 /acción, y a partir de ahora y hasta 2022 lo aumentará un mínimo de 5% anual.

Como ya se avanzó al mercado, la compañía también puso en marcha un plan de recompra de acciones propias en caso de ausencia de oportunidades de inversión inorgánica que encajaran con la creación de valor para el accionista. Así, desde la presentación del Plan Estratégico y hasta finales de enero de este año, Naturgy recompró acciones por un importe de 145 millones de euros.

50% más de retribución al accionista

Gracias al pago del dividendo y al programa de recompra de acciones, los accionistas de Naturgy fueron retribuidos con un total de 1.500 millones de euros, un 50% más que en el ejercicio precedente.

Además, la compañía instauró un plan de incentivos a largo plazo para directivos por el que se vincula su retribución a largo plazo exclusivamente a la remuneración total del accionista hasta 2022, es decir a través de la apreciación de la acción y el pago del dividendo. Este programa se liquidará en acciones en 2023, siempre que se cumpla el umbral mínimo de rentabilidad.

Naturgy no descarta “intercambiar nucleares”

Reynés ha señalado hoy que está abierto a analizar cualquier opción que se plantee para el futuro de las nucleares en España, incluido el intercambio de activos entre empresas.

Naturgy está presente en el capital de las centrales de Almaraz y de Trillo. En estos momentos, Naturgy, junto con las otras tres grandes eléctricas, Endesa, Iberdrola y EDP, negocian con el ministerio de Transición Ecológica, un calendario ordenado de cierre para todas las nucleares en España entre 2025 y 2035. Ya hay un principio de acuerdo entre todos los participantes en las negociaciones. Falta concretar el calendario para cada central y, en el caso de que la vida útil de alguna de ellas se alargue más que la del resto, falta concretar quien la opera.

Uno de los planteamientos que hay encima de la mesa es que dado que la mayor parte de los reactores están participados por varias empresas, entre ellas se intercambien las participaciones para quedarse con la mayoría en cada caso. En este sentido, el grupo Naturgy estaría dispuesto a traspasar sus participaciones “siempre que sea por el bien de los accionistas de la empresa”, ha recalcado Reynés en la presentación de resultados de la empresa, que ya ha anunciado que celebrará junta el próximo 5 de marzo, adelantándose así a lo que venía siendo habitual, abril o mayo. La junta ratificará el nombramiento como consejero de Scott Stanley, en sustitución de William Woodburn, ambos representantes de GIP, que tiene el 20% de Naturgy.

Coger el toro por los cuernos

Reynés ha valorado positivamente que por fin alguien “se haya atrevido a coger el toro por los cuernos” en el asunto del cierre nuclear. Aunque inicialmente se ha dado por hecho que se refería a la ministra de Transición Ecológica Teresa Ribera, Reynés ha concretado que se refiere a todos los que se han sentado en la mesa para negociar un acuerdo coordinado, la ministra y los representantes de las eléctricas.

Fuente: expansion.com

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El futuro del gas renovable en España

El biogás/biometano y el hidrógeno son energías renovables no eléctricas aún poco conocidas en España pero con un gran potencial, según expertos. En un contexto de reducción de  emisiones contaminantes para el año 2050, pueden ser un vector energético clave para conseguir este objetivo.

Junto a las energías renovables eléctricas, como la eólica o la solar fotovoltaica, se van abriendo paso en Europa energías renovables no eléctricas como el biogás/biometano y el hidrógeno, también llamados gases renovables. Un nuevo vector energético que podría ser clave en la lucha por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y en el desarrollo de una economía circular y energéticamente sostenible, según expertos.

Según un estudio de Gas for Climate, la Unión Europea podría ahorrarse hasta 138.000 millones de euros anuales para el año 2050 si se apuesta por la utilización de gas renovable en las infraestructuras ya existentes para sistemas de calefacción, producción de electricidad gestionable y como combustible en el transporte rodado de mercancías. Una medida que, combinada con electricidad renovable, contribuiría a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero hasta prácticamente cero para mediados de siglo.

“Para ser neutrales en emisiones en 2050 tendremos que dar un salto mucho mayor y necesitaremos aplicar más innovación y tecnología, gas que no emita, esto es, gases renovables. Los tenemos: el biogás/biometano y el hidrógeno son energías limpias que ya estamos desarrollando y que tienen un enorme potencial”, señala Antonio Llardén, presidente de Enagás, en su blog.

A diferencia de la energía renovable eléctrica, los gases renovables son fácilmente almacenables y presentan múltiples aplicaciones: además de para producir electricidad, también se pueden usar para el transporte, en la industria y en los sectores residencial y comercial.

Según Enagás, compañía que opera los casi 12.000 kilómetros de gasoductos que hay en nuestro país, además de tres almacenamientos subterráneos y seis plantas de regasificación, la infraestructura gasista desarrollada en España ya está preparada para el almacenamiento y el transporte de gases renovables.

“Estos gases de origen renovable constituyen una nueva solución energética que tendrá un papel clave en el proceso de descarbonización. Y lo será sin necesidad de grandes inversiones, pues cuenta con una red de infraestructuras gasistas plenamente operativa para su almacenamiento y transporte”, afirma Antonio Llardén.

En el informe “Optimal Use of Biogas from Waste Streams”, la Comisión Europea apunta que España dispone de un gran potencial de producción de biogás y biometano, que podría cubrir una parte importante del consumo doméstico-comercial e industrial con la infraestructura de gas existente como principal vía de desarrollo del sector.

España, a la cola europea en plantas de biogás y biometano

En España existen plantas que producen biogás y lo queman para convertirlo en energía eléctrica y calor en pequeñas plantas de cogeneración. Desarrollar grandes plantas de biogás en las que éste se transforme en biometano y se inyecte en la red de gasoductos supondría un gran avance. De esta manera, podría transportarse a cualquier lugar y tener los mismos usos que tiene hoy el gas natural.

Sin embargo, nuestro país se encuentra en la actualidad a la zaga de otros países europeos. Actualmente, la única planta de producción de biometano con conexión a la red en nuestro país es la planta de gestión de residuos de Valdemingómez, en Madrid. Por el contrario, Alemania cuenta ya con unas 200 plantas operativas, Reino Unido con más de 90, Suecia con alrededor de 70, y Francia y Suiza aproximadamente con 40 plantas cada uno.

Hidrógeno verde

Junto al biogás/biometano, el hidrógeno renovable se está posicionando como el otro vector energético clave para el futuro. Existen distintos tipos de hidrógeno en función de las fuentes y métodos de producción utilizados para su generación.

En España, Enagás está apostando por la producción de hidrógeno verde, que se produce por electrólisis del agua a partir de electricidad proveniente de fuentes de energía renovables. Este proceso no emite CO2 y transforma el agua en moléculas de hidrógeno y oxígeno usando la electricidad generada por fuentes 100% libres de carbono.

Su potencial se basa en que puede servir como almacenamiento del excedente de energía renovable, puede transformarse en varias formas de energía (electricidad, gas sintético o calor) y, además, cuenta con múltiples aplicaciones, como por ejemplo en la industria o, incluso, en el transporte.

El hidrógeno puede ser perfectamente transportado y almacenado en la red de gasoductos ya existente. El aumento de fuentes renovables en el mix de generación eléctrica (y su potencial de incremento en el futuro) conllevará grandes excedentes de electricidad. Una de las maneras más idóneas de almacenarlos, según Enagás, es a través de la producción de hidrógeno.

Una apuesta conjunta

En su Plan de Desarrollo de Gas Renovable, la Asociación Española del Gas (Sedigas) ha establecido una hoja de ruta hacia la economía baja en carbono definida por la Unión Europea para 2050. En ella se establecen objetivos como la reducción del 40% de las emisiones de gases de efecto invernadero 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%.

En este sentido, en los últimos meses Enagás ha suscrito distintos acuerdos con Repsol, Ferrovial, Sacyr-Valoriza, Ence, Redexis o Biogastur, entre otras compañías, para el impulso de tecnologías y proyectos que permitan incrementar el desarrollo de hidrógeno y biogás. La compañía también ha firmado acuerdos de este tipo con instituciones, como el Gobierno de Aragón.

“La apuesta institucional y empresarial por las energías renovables no eléctricas es fundamental para avanzar, de una forma eficiente, en el proceso hacia un modelo más sostenible. Un modelo al que todos, desde nuestros ámbitos, podemos aportar”, afirma el presidente de Enagás, Antonio Llardén.

Como ejemplo de esta apuesta institucional y empresarial, el pasado 9 de enero se presentó el acuerdo entre el Gobierno de las Islas Baleares, Enagás, Acciona y Cemex, para desarrollar una planta de generación de hidrógeno verde a partir de energía eléctrica renovable. El objetivo es utilizar el hidrógeno generado como combustible alternativo, inicialmente para una flota de autobuses de transporte público.

Otro ejemplo es el proyecto de I+D Renovagás, en el que Enagás participó junto a otras empresas y organismos como Gas Natural Fenosa, el Centro Nacional del Hidrógeno (CNH2), FCC Aqualia, Abengoa Hidrógeno, el Centro Superior de Investigaciones Científicas (CSIC) y Tecnalia. Se trata de un proyecto pionero en Europa basado en la tecnología Power to Gas, que aprovecha excedentes de energía eléctrica de origen renovable para producir hidrógeno.

Iniciativas como estas ponen de manifiesto la apuesta conjunta que se está haciendo por estos gases renovables como vía para combatir el Cambio Climático y avanzar a una economía circular.

Fuente: elespanol.com

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La guerra entre Amazon y Google se traslada al sector energético y lo que buscan son nuestros datos del consumo de la luz

La rivalidad entre Amazon y Google se trasladará al interior de nuestras casas. Tal y como informa el Wall Street Journal, los dos gigantes tecnológicos están centrando sus miradas en el negocio de la electricidad. Termostatos, altavoces, televisores, neveras inteligentes… la domótica está implantándose poco a poco y las dos empresas han llegado a la conclusión que los datos de automatización de la energía que consumimos van a ser clave en el futuro.

No estaríamos hablando que Google o Amazon estén interesados en la producción y venta de energía, al menos no por ahora. La clave, como ya nos han tenido acostumbrados en otros ámbitos, pasa de nuevo por los datos. En este caso no se trataría de nuestras preferencias políticas ni de nuestros movimientos, sino del consumo energético que realizamos en casa.

Un futuro donde casi todo lo eléctrico estará conectado

David Crane, ejecutivo de NRG Energy, explica al WSJ que “en 10 o 20 años, el proveedor eléctrico más importante de los EEUU será Amazon o Google. Ellos pueden proveer menores costes y un mejor servicio“. Sea acertada o no la predicción, lo cierto es que hasta el momento estas compañías ya han hecho importantes inversiones en proyectos relacionados con la energía, desde el desarrollo de coches eléctricos, paneles solares, mejora de baterías y búsqueda de nuevas maneras de almacenar la energía.

Google compró en 2014 Nest Labs por unos 3.200 millones de dólares, mientras que el año pasado Amazon hizo lo propio con Ring, una startup dedicada al desarrollo de timbres conectados. Según el analista Wood Mackenzie, el gasto en 2018 para dispositivos del hogar relacionados con el tema energético fue de 40.000 millones de dólares y cree que es una cantidad que en los próximos cinco años se doblará.

En declaraciones al WSJ, Jeff Hamel, director global de energía y empresa de Google: “Queremos movilizar a los consumidores. Si podemos hacer pequeños cambios en muchas personas, eso supondrá un gran beneficio para los proveedores, la red, el ecosistema y los propios consumidores“. Una rueda que tanto Google como Amazon estarían haciendo girar con pequeñas alianzas con productores de electricidad como NRG.

En un experimento realizado en 2017 durante un eclipse, Google solicitó a los usuarios de Nest que enfriaran sus termostatos durante el fenómeno. La empresa lo denominó ‘Solar Eclipse Rush Hour‘ y habría ayudado a reducir el consumo energético en unos 700 Megawatts.

Por parte de Amazon, según el WSJ, estarían incentivando la instalación de servicios conectados en el hogar para el control de la energía y estarían trabajando junto a pequeñas startups del sector. Adicionalmente, Amazon se ha aliado con empresas como Arcadia Power, Ecobee, al propia Ring o Audi, en este último caso para la instalación de cargadores eléctricos del coche en el hogar.

A medida que el consumo energético global sigue incrementándose, cualquier medida que suponga una mejora en la eficiencia es bienvenida. Para lograrlo, los datos de consumo son muy importantes para así poder afinar la predicción de picos de gasto.

En esta batalla estarían Amazon y Google, quienes ya están moviendo las piezas necesarias para poder conocer el flujo de la energía con la máxima precisión. Un sector que mueve muchísimo dinero por todo el mundo y donde debido al avance de la domótica y los coches eléctricos parece que todavía será más básico.

Fuente: xataka.com

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Naturgy reconocida por su acción frente al cambio climático

Naturgy ha sido reconocida por octava vez consecutiva líder mundial por su acción frente al cambio climático, según el índice elaborado por CDP, organización sin ánimo de lucro que analiza cada año la acción climática de las principales compañías internacionales.

Naturgy figura entre las 126 empresas mundiales de las 6.937 empresas que han informado y que han obtenido la máxima calificación posible en la categoría de cambio climático (A) y además es la única energética española, ha informado en un comunicado.

La compañía ha sido reconocida por su actuación en la reducción de emisiones, la gestión de riesgos asociados al cambio climático y la promoción de una economía baja en emisiones de carbono.

Actor clave en la transición energética

La directora de Innovación, Prevención, Medio ambiente y Sostenibilidad de Naturgy, Mónica Puente, ha destacado que este reconocimiento “avala las actuaciones” que desde Naturgy se llevan a cabo “para ser un actor clave en la transición energética y la lucha contra el cambio climático”.

Para ello, el plan estratégico de la compañía para 2018-2022 recoge una apuesta por las energías renovables, en las que se invertirán cerca de 1.000 millones de euros hasta 2020, así como planes de crecimiento para el gas renovable y servicios de eficiencia energética para los clientes.

Indíce de CPD

CPD, que publica cada año el índice The Climate Change A List, recibe los datos de miles de empresas para posteriormente realizar una evaluación externa e independiente.

Las compañías reciben una puntuación entre “A” y “D-“, en función de la efectividad con la que abordan el cambio climático, la desforestación y la gestión del agua, mientras que aquellas que no proporcionan información suficiente son puntuadas con una “F”.

Naturgy ha sido reconocida también por el índice Dow Jones Sustainability Index (DJSI) como líder mundial del sector Gas Utilities; por el FTSE4GOOD como la empresa más sostenible del supersector Utilities; como una de las 120 empresas más sostenibles del mundo en los índices Euronext Vigeo; con la máxima categoría Gold Class en el Anuario de Sostenibilidad de RobecoSAM; y ha logrado la triple AAA de MSCI.

Fuente: efeempresas.com

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MEM: Meta al 2021 es que 5.2 millones de peruanos se beneficien con gas natural

En las próximas semanas se estaría firmando la concesión para el inicio de la masificación de gas en Tumbes, indicó el titular del MEM, Francisco Ísmodes.

La masificación del gas es uno de los temas prioritarios para el gobierno del presidente Martín Vizcarra. Así lo reafirmó el ministro de Energía y Minas, Francisco Ísmodes , quien señaló que el Ejecutivo se ha trazado la meta de lograr que hacia el 2021, año del Bicentenario de la República, un aproximado de 1.5 millones de hogares cuenten con el suministro de gas natural .

“Al 2021 tenemos la meta de beneficiar a un número de entre 1.3 y 1.5 millones de hogares conectados con gas natural, lo que representa alrededor del 18% del total de hogares en todo el país y unos 5.2 millones de peruanos”, indicó el titular de MEM tras recalcar que el acceso universal al gas natural es uno de los pilares establecidos en la política energética 2010 -2040.

En esa misma línea, aseveró que su cartera viene realizando una evaluación técnica para proponer la meta de llegar a 4 millones de hogares beneficiados al 2030, cifra que representa el 50% del total de hogares y que comprendería a 16 millones de peruanos.

“El Gobierno a través del MEM está analizando cómo incrementar el número de beneficiarios por la masificación del gas. Por eso, ponernos una meta de cobertura de 50% de la población al 2030 es muy importante porque nos pone en una posición semejante a la de otros países de la región”, aseguró Ísmodes Mezzano.

Avances de la masificación del gas
En otro momento, el titular del MEM adelantó que en las próximas semanas se estaría firmando la concesión para el inicio de la masificación de gas en Tumbes. Informó que el proyecto tiene el objetivo de llegar a las 20,000 conexiones y comprometerá una inversión de US$ 25 millones.

Asimismo, indicó que su sector analiza las opciones legales que le permitan destrabar la concesión para la distribución de gas natural en Piura, que comprende una puesta operación con 64,000 conexiones establecidas y con una inversión total de US$ 159 millones para el presente año.

“En Piura se concluyó el proceso de otorgamiento de la concesión, sin embargo este proceso ha sido judicializado y estamos esperando una opinión legal”, explicó.

Con relación a los proyectos desarrollados en la zona norte del país, a cargo de la empresa Quavii, Ísmodes Mezzano informó que a la fecha el concesionario cuenta con 21,522 conexiones y ha ejecutado una inversión de US$ 74.6 millones. “La proyección es llegar a brindar el servicio de gas natural a un total de 150,000 hogares de Lambayeque, La Libertad, Cajamarca y Áncash”, detalló.

Respecto al proyecto Siete Regiones, el titular del MEM resaltó que la iniciativa busca llevar gas natural a través de ductos y camiones cisterna a 113,535 mil hogares de Ucayali, Junín, Cusco, Huancavelica, Ayacucho, Apurímac y Puno con una inversión de US$ 400 millones.

Distorsión del precio del GLP
De otro lado, el ministro Ísmodes aseguró que la cartera de Energía y Minas estaría presentando, en las siguientes semanas, una propuesta que permita reducir la distorsión en los precios del Gas Licuado de Petróleo (GLP), que impide que el precio por balón de 10 kg que llega al consumidor final esté más cercano al costo de la planta de envasado.

“La distorsión existe y tenemos que resolverla. Es un trabajo conjunto con las empresas envasadoras y Osinergmin para encontrar el mejor mecanismo legal que permita que esta cadena de distribución no genere esta distorsión y brinde una solución efectiva”, concluyó.

Fuente: gestion.pe

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